La célèbre ONG a vivement réagi à la publication de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3), qualifiant le texte de « modèle de manipulation politique et de médiocrité ». Pour l’ONG, les deux ans de retard accumulés sur ce document censé fixer le cap énergétique du pays n’auront pas permis de produire une feuille de route à la hauteur de l’urgence climatique.

« Si cette PPE a deux ans de retard sur le papier, elle a au moins une décennie de retard dans sa vision de la transition énergétique », estime Nicolas Nace, chargé de campagne transition énergétique chez Greenpeace France. Selon lui, le texte n’est qu’un « compromis entre les idées climatosceptiques de l’extrême droite et la faible ambition climatique de la Macronie ».

Trop de nucléaire, pas assez de renouvelables ?

L’organisation pointe plusieurs impasses. Sur l’éolien terrestre d’abord, dont le rythme de déploiement, maintenu autour de 1 à 1,5 GW par an, serait insuffisant pour garantir la souveraineté énergétique du pays. Sur le solaire ensuite, où la révision à la baisse des objectifs pour 2030 et 2035 enverrait selon Greenpeace un « signal catastrophique » à la filière, menaçant l’emploi et la viabilité des projets de giga-usines françaises. L’ONG estime qu’une fourchette basse de 55 GW en 2035 reviendrait à un quasi-moratoire après 2030.

Greenpeace critique également l’entêtement du gouvernement sur le nucléaire, rappelant les retards et surcoûts des EPR2 — dont le devis aurait déjà augmenté de 20 milliards d’euros en moins de quatre ans — ainsi que la relégation au second plan des enjeux de sobriété et de rénovation énergétique.
Quant au plan d’électrification annoncé par le gouvernement pour mai 2026, Nicolas Nace n’y voit qu’un « énième effet d’annonce » à un peu plus d’un an de la présidentielle.

L’article Greenpeace dénonce une PPE « en retard, archaïque et réactionnaire » est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le gouvernement a publié aujourd’hui une version synthétique de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3), feuille de route qui fixe nos objectifs énergétiques jusqu’en 2035 avec priorité au nucléaire et léger ralentissement des renouvelables.

Cela faisait des mois qu’elle était attendue et que prospéraient les rumeurs. Ces rumeurs se sont affinées et sont en accord avec le texte du gouvernement : conforter le nucléaire tout en ralentissant légèrement la montée en puissance des renouvelables électriques, dans un contexte de consommation moins dynamique que prévu.

La PPE acte une électrification en sommeil. Le gouvernement baisse les ambitions de production pour éviter une surcapacité trop coûteuse.
Aujourd’hui, près de 60 % de la consommation finale d’énergie repose encore sur le pétrole et le gaz. L’exécutif vise une inversion de cette proportion au cours de la prochaine décennie, avec une part majoritaire d’énergie bas carbone dès 2030. L’électricité sera la clé, d’abord avec le nucléaire.

Nucléaire à fond, renouvelables au ralenti

Colonne vertébrale du système électrique français, la PPE 3 confirme la prolongation du parc existant et entérine la construction de 6 nouveaux réacteurs avec 8 optionnels. Les énergies renouvelables aussi, mais à un rythme plus lent que dans les versions précédentes du texte. Le solaire continue sa montée en puissance (48 GW à 2030 contre 19 GW en 2023), tout comme l’éolien terrestre (31 GW à 2030 contre 21,9 GW en 2023), avec une priorité donnée au renouvellement des parcs existants plutôt qu’à de nouveaux parcs. L’éolien en mer repartira avec de nouveaux appels d’offres à venir.

La feuille de route qui sera détaillée demain mentionne d’autres énergies comme la chaleur renouvelable et le gaz bas carbone, ainsi que l’hydroélectricité sur lesquelles nous analyserons tous les chiffres. Avec une clause de revoyure prévue dès 2027, date de la présidentielle, la PPE 3 ne sera figée qu’un an, « afin de permettre un ajustement fin de l’offre à la demande énergétique ».

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La marque chinoise Eco-Worthy propose une petite promotion sur sa grande batterie solaire domestique de 16,1 kWh de capacité. L’engin massif, 133 kg tout de même, affiche un prix imbattable de 1699,99 euros, soit un coût de 105 € le kilowattheure. Cette batterie doit impérativement être reliée à un onduleur solaire, car elle n’en embarque pas.

La batterie Eco-Worthy cache plutôt bien son jeu. Derrière le design sobre de cette boîte à roulettes de 81 cm de haut, 52 cm de large et 25 cm de profondeur se cache un puissant système de stockage. L’engin embarque un impressionnant 16,08 kWh de cellules LiFePo4 (soit 314 Ah @ 51,2 V) capables de délivrer une puissance nominale de 5,1 kW (100 A) et jusqu’à 10,2 kW en pic. Selon le fabricant, l’ensemble supporterait 6 000 cycles à 80 % de capacité pour une durée de vie annoncée autour de 10 ans, qui correspond également à la durée de la garantie.

Plus fort encore, il est possible de connecter jusqu’à 15 unités en parallèle, portant la capacité totale à un niveau démentiel : 241 kWh. Cette configuration vise les installations nécessitant une autonomie prolongée sans compromis sur le confort en cas de coupure réseau.

Sécurité, branchements et connectivité

Le système de gestion de batterie (BMS) intègre six niveaux de protection. Deux disjoncteurs de 125 A chacun protègent les bornes positive et négative contre les surcharges et courts-circuits. Une paire de câbles à connexion rapide de 35 mm² (2 AWG, 150A) permet l’installation sans outillage. L’écran couleur de 7 pouces (800 × 480 pixels) affiche en temps réel les paramètres de fonctionnement. La surveillance à distance s’effectue via Bluetooth, Wifi ou branchement Ethernet.

Les interfaces RS485, CAN et RS232 assurent la communication avec la plupart des onduleurs solaires. Le port RS232 permet également la connexion à un ordinateur via un logiciel dédié pour un suivi détaillé des performances. Des poignées intégrées et des roues facilitent le déplacement et le positionnement de l’unité, qui pèse 133 kg. La livraison s’effectue sur palette par transporteur routier en raison du poids et du volume du produit.

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Le dispositif d’aide à la rénovation énergétique MaPrimeRénov’ va enfin redémarrer. Annoncé le 6 février par le ministre du Logement, Vincent Jeanbrun, il avait été suspendu de nombreuses fois en l’absence d’approbation du budget.

La réouverture du guichet MaPrimeRénov’ est pour bientôt. Elle interviendra « dans les jours suivant la promulgation du budget 2026 », assure l’entourage du ministre Vincent Jeanbrun. Que ce soit les rénovations légères ou d’ampleur, tout est concerné. Toutefois, il faudra maintenant prendre un rendez-vous obligatoire avec un conseiller France Rénov’ avant de lancer un chantier. Le gouvernement veut limiter les fraudes et mieux accompagner les ménages dans leurs projets.

Depuis l’été dernier, le dispositif a été ponctué de fermetures et de réouvertures incessantes. La liste d’attente s’allonge, plus de 83 000 dossiers sont en attente d’instruction. L’arrêt du stop and go devrait réduire l’embouteillage. Mais il pourrait aussi générer un nouveau flux important, notamment pour les rénovations complètes.

Incertitude sur le budget total

Côté budget, le gouvernement annonce 3,6 milliards d’euros pour 2026. Mais le projet de loi de finances mentionne en réalité 1,9 milliard pour le programme, dont près des trois quarts sont destinés à MaPrimeRénov’. Pour combler l’écart, l’Agence nationale de l’Habitat (Anah) mobilise sa trésorerie, les recettes du marché carbone européen et les certificats d’économies d’énergie (CEE).

Finalement, le dispositif pourrait bénéficier de 2,7 milliards. Espérons que cette réouverture signe la fin des arrêts brutaux qui découragent les gestes écologiques, fragilisent la filière qui a besoin du soutien public.

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En pleine recherche de contrats pour sécuriser la vente de son électricité nucléaire sur les 10 prochaines années, EDF vient de valider une signature pour plus de 500 GWh/an. Une nouvelle encourageante dans un contexte post-ARENH complexe. 

C’est finalement logique : Orano vient de signer auprès d’EDF trois importants contrats, d’une durée de 10 ans, pour approvisionner en électricité ses différents sites tricolores. Au total, EDF devrait donc fournir près de 500 gigawattheures (GWh) d’électricité nucléaire par an à Orano, notamment au site Orano Recyclage qui est situé à La Hague, et dont la consommation annuelle est estimée à 560 GWh.

Ce contrat prend la forme d’un contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN), dont l’objectif est de fournir à EDF des recettes stables pour les prochaines années, malgré la fin de l’ARENH. Ces contrats ont une durée souvent comprise entre 10 et 15 ans, avec des prix fixés à l’avance, et relatifs aux performances du parc nucléaire français, offrant ainsi une certaine visibilité financière aux industriels concernés.

EDF tente de sécuriser ses recettes

Si ce contrat est porteur d’espoir chez EDF, la situation semblait mal embarquée au printemps 2025. À l’époque, sous la présidence de Luc Rémont, l’énergéticien français avait choisi une méthode agressive, tentant de faire signer de grands industriels dans la précipitation par le biais de systèmes d’enchères. Cette stratégie n’avait pas porté ses fruits. Depuis l’arrivée de Bernard Fontana, l’ambiance est à l’apaisement et les discussions bilatérales ont repris. Preuve de cette nouvelle dynamique, EDF en est à 19 contrats signés, dont 12 CAPN avec des industriels comme Aluminium Dunkerque, ArcelorMittal, Data4 ou encore Arkema.

Le match n’est pas gagné pour autant, car EDF n’a pas encore obtenu la moitié de l’objectif de 40 térawattheures (TWh) annuels fixé entre EDF et l’État en novembre 2023. Pour se donner le maximum de chances de réussite, EDF a décidé d’élargir l’accessibilité de son CAPN à toutes les entreprises dont les besoins sont supérieurs à 7 GWh/an. Cela représente des milliers de nouveaux clients potentiels.

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La startup lettone Deep Space Energy a levé 930 000 € afin de poursuivre le développement de son générateur radioisotopique spatial. Cette mini centrale électrique doit permettre de produire de l’énergie destinée aux satellites stratégiques mais aussi, à plus long terme, à l’exploration lunaire.

Deep Space Energy développe un générateur électrique basé sur les radioisotopes, des matériaux nucléaires qui produisent de la chaleur par désintégration naturelle, ensuite convertie en électricité. Si le principe n’est pas nouveau, la solution conçue par cette entreprise lettonne aurait une efficacité supérieure : elle nécessiterait cinq fois moins de combustible radioisotopique qu’un générateur thermoélectrique (RTG) classique.

La technologie a été validée en laboratoire et vise des applications dans les secteurs de la défense et du spatial. Le générateur n’est pas conçu pour créer des armes à proprement parler, promet Deep Space Energy, mais pour alimenter des satellites stratégiques et des missions d’exploration spatiale de longue durée, sur la Lune, par exemple. La jeune société vient de récolter 930 000 €, répartis entre 350 000 € d’investissements privés et 580 000 € de fonds publics auprès de l’Agence spatiale européenne (ESA), de l’OTAN et du gouvernement letton.

Utile pour les satellites militaires européens et l’exploration lunaire

La première application visée concerne les satellites stratégiques européens. Le générateur fournit une source d’énergie auxiliaire indépendante des traditionnels panneaux solaires. Cela permet une redondance pour les satellites de reconnaissance militaire, quelle que soit leur orbite. Ces satellites assurent des fonctions de défense cruciales, et notamment la détection de lancements de missiles ennemis.

À long terme, Deep Space Energy viserait la Lune, et ça ne lui fait pas peur. Son générateur radioisotopique serait capable de répondre aux besoins énergétiques des programmes d’exploration Artemis et Argonaut de la NASA et de l’ESA. Les rovers, ces véhicules qui permettent aux astronautes de se déplacer sur la Lune, pourraient être équipés.

En effet, sur notre satellite naturel, les températures nocturnes descendent sous -150 °C et les nuits durent environ 354 heures. Dans ces conditions, les rovers ne peuvent pas compter sur l’énergie solaire. Selon Deep Space Energy, leur générateur nucléaire nécessiterait 2 kg d’Américium-241 pour générer 50 W, contre environ 10 kg pour les systèmes RTG traditionnels. Un atout, alors que chaque gramme est compté sur de telles missions.

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Si la réouverture du guichet MaPrimeRénov’ est imminente, l’aide financière de l’État pour la rénovation énergétique des logements reste un monstre administratif qui en décourage plus d’un. Exemple type d’un système rigide et parfois difficilement accessible, une famille bretonne a mis plus d’un an à toucher sa prime. 

MaPrimeRénov’, le programme d’aide à la rénovation assuré par l’État, est devenu un oiseau rare, et en profiter relève de plus en plus de l’exploit. Outre le fait que l’aide ne soit plus accessible toute l’année, faute de budget suffisant, son traitement automatisé ne pardonne aucune erreur, et l’histoire de cette famille bretonne en est le parfait exemple.

Un casse-tête pour certaines maisons

Propriétaire d’une maison depuis deux ans, cette famille a souhaité améliorer l’efficacité énergétique du logement en isolant les combles. Dans le plus pur esprit néo-breton, l’étage de cette maison est situé sous la toiture avec des chiens-assis et autres velux en guise d’ouverture. De ce fait, il est considéré comme des combles aménagés. Or, cette configuration pose vraisemblablement problème auprès de MaPrimeRenov, puisque la partie verticale des murs de l’étage donnant sur l’extérieur n’est pas considérée comme des rampants aux yeux de l’organisme, alors qu’elle a bien été isolée en tant que telle.

Résultat : la famille en question a vu son aide financière divisée par deux, pour passer des 1500 € prévus à seulement 800 €, sur un total de 3 900 €. Malgré un recours, et le passage d’un contrôleur mandaté par l’Agence nationale de l’Habitat (Anah), il aura fallu un an à la famille pour obtenir gain de cause et finalement toucher l’entièreté de l’aide prévue. Il semblerait que cette caractéristique architecturale soit souvent l’objet de litiges entre les propriétaires et l’Anah, ce qui constitue malheureusement une raison de plus de se décourager face à l’ogre administratif qu’est devenu MaPrimeRénov’.

MaPrimeRénov’ est de retour

Malgré ces difficultés, le programme d’aide est souvent l’une des seules manières, pour les propriétaires, de financer des travaux énergétiques souvent coûteux. D’ailleurs, son guichet devrait rouvrir, quelques jours après que la loi du budget ait été finalement adoptée. Les quelque 83 000 dossiers bloqués depuis fin 2025 devraient donc être pris en charge en priorité tandis que d’autres ménages pourront déposer leur dossiers.

Désormais, les travaux d’ampleur seront conditionnés par un rendez-vous personnalisé obligatoire avec un conseiller France Renov’. Cette année, le budget de l’État pour MaPrimeRénov’ atteint les 3,6 milliards d’euros. L’Anah vise 150 000 rénovations par geste, et 120 000 rénovations globales.

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Le fabricant chinois de batteries prêtes à brancher Zendure actualise sa gamme SolarFlow en présentant trois nouveaux modèles. Des appareils plus simples mais plus puissants, qui tranchent avec les systèmes historiquement proposés par la marque. Il y en a pour tous les goûts, que l’on ait une centrale solaire ou non.

La batterie solaire avec MPPT SolarFlow 2400 Pro

C’est le nouveau fleuron du fabricant basé à Shenzhen : la batterie solaire SolarFlow 2400 Pro. Placé au sommet de sa nouvelle gamme, l’appareil supporte jusqu’à 3 000 W d’entrée photovoltaïque à travers quatre MPPT de 750 W chacun. Chaque entrée, qui s’effectue à travers des connecteurs MC4 habituels, est donc compatible avec les modèles les plus récents de panneaux solaires de forte puissance, si leur tension est située entre 14 et 55 V DC. En recharge AC sur secteur seule, elle accepte 2 400 W. Si l’on combine la recharge solaire (DC) et réseau (AC), le système peut même monter jusqu’à 4 800 W de puissance de charge.

Côté sortie, la SolarFlow 2400 Pro peut délivrer 800 W AC de puissance par défaut à travers une simple prise secteur. Cette puissance peut être débridée à 2 400 W si l’installation électrique a été correctement configurée (ligne dédiée, section de câbles et protections appropriées). La capacité de stockage est de 2,4 kWh (batterie LiFePo4 48 V), mais elle peut être étendue facilement en empilant des modules jusqu’à un maximum de 14,4 kWh. L’ensemble est toujours protégé par une épaisse et robuste carrosserie en aluminium résistante classée IP 65, donc utilisable en extérieur.

La SolarFlow 2400 Pro seule est vendue 959 € en promotion actuellement. En optant pour des extensions de batterie et l’indispensable compteur connecté, la note passe à 4 583 €, toujours en promotion, soit 318 € le kilowattheure stockable. Petite astuce : vous pouvez essayer d’acheter vos batteries en Allemagne, le pays offrant une TVA à taux zéro sur ces produits. La SolarFlow 2400 Pro y est donc disponible à partir de 799 € (soit 160 € de moins qu’en France).

La SolarFlow 2400 AC+, pour les centrales solaires existantes

La SolarFlow 2400 AC+ s’adresse aux propriétaires d’installations photovoltaïques existantes. Ainsi, cette batterie solaire ne comporte aucune entrée DC. Elle se recharge indirectement à partir des panneaux solaires, à travers le courant AC injecté dans le réseau domestique par l’onduleur ou micro-onduleurs de la centrale existante. Le système accepte jusqu’à 3 200 W de puissance de recharge. En sortie, les caractéristiques sont identiques au SolarFlow 2400 Pro : 800 W ou 2400 W en mode débridé. Côté capacité de stockage, il s’agit du même pack de batterie que sa cousine : 2,4 kWh également extensibles jusqu’à 14,4 kWh.

Son tarif en promotion est lui aussi équivalent, malgré l’absence de contrôleurs MPPT : 959 € seule et 4583 € avec les extensions 14,4 kWh et le compteur connecté.

La SolarFlow 1600 AC+, l’entrée de gamme pour les petits kits solaires

Le SolarFlow 1600 AC+ représente le modèle d’entrée de gamme à un tarif un peu plus abordable : 719 € en promo. Lui aussi dépourvu d’entrées solaires MMPT, l’appareil est destiné aux installations photovoltaïques existantes avec une demande de pointe modérée. Il délivre jusqu’à 800 W ou 1400 W en mode débridé en AC et accepte jusqu’à 1600 W de recharge AC. La capacité de stockage démarre à 1,92 kWh et s’étend jusqu’à 9,6 kWh, avec une décharge maximale de 1600 W débloquée grâce aux extensions.

Pour rappel, tous les modèles sont équipés du système anti-incendie ZenGuard, qui permettrait selon la marque de contenir un emballement thermique de la batterie. Le système s’activerait automatiquement à partir de 170 °C en répandant une mousse d’extinction sur les cellules.

Un logiciel de gestion mis à jour et une offre d’électricité à prix dynamique

Zendure a également actualisé son système de gestion HEMS 2.0, qui optimise les performances de l’appareil en répartissant les charges. Le HEMS est depuis quelques semaines connecté à plus de 840 fournisseurs d’énergie européens. Il connait désormais leurs tarifs afin d’organiser au mieux les plages sur lesquelles injecter ou recharger l’électricité et ainsi augmenter potentiellement les économies pour l’utilisateur.

Comme nous l’avions annoncé en avant-première, Zendure va en parallèle lancer un service de fourniture d’électricité à prix dynamiques. Il sera d’abord disponible en Allemagne avant de s’étendre à d’autres pays d’Europe.

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Pionnier autoproclamé de la tarification dynamique en Europe, Frank Énergie s’implante en France avec une offre d’électricité 100 % renouvelable indexée sur les prix du marché de gros. Le fournisseur, qui compte déjà plus de 100 000 clients aux Pays-Bas, en Belgique et en Espagne, propose également des services intelligents pour piloter la recharge des véhicules électriques et le chauffage.

Fondé en 2020 aux Pays-Bas, Frank Énergie annonce son arrivée sur le marché français depuis sa base lilloise. L’entreprise, qui emploie 40 collaborateurs de 12 nationalités, profite de la fin de l’accès régulé au nucléaire historique (ARENH) en France et de l’atonie de la demande en électricité, qui tire les prix de gros vers le bas. Le fournisseur alternatif propose une offre unique à tarification dynamique, un concept relativement nouveau qui permet aux consommateurs d’accéder aux prix réels de l’électricité sur les marchés, heure par heure.

Payer l’électricité au prix du marché en temps réel

Le principe repose sur une indexation directe des tarifs sur les prix du marché de gros de l’électricité, qui évoluent toutes les heures. Concrètement, le prix facturé reflète les conditions réelles du marché, « sans marge cachée », promet Frank Energie. Dans les faits, ce type d’offre impose aux ménages d’adapter leur consommation aux périodes où le prix de l’électricité est le plus bas, pour réaliser des économies significatives. La tarification dynamique doit normalement favoriser l’intégration des énergies renouvelables dans le mix énergétique, en incitant les consommateurs à utiliser l’électricité lorsque la production solaire ou éolienne est importante.

L’offre s’adresse aux foyers équipés d’un compteur communicant Linky. Le contrat, sans engagement, garantit une électricité 100 % verte via le mécanisme des garanties d’origine. Une application mobile accompagne le service, permettant de suivre sa consommation, ses factures et l’évolution des prix en temps réel.

Une surveillance extrême des postes de consommation

Au-delà de la tarification dynamique, Frank Énergie déploie des solutions de gestion intelligente pour piloter automatiquement les équipements les plus énergivores. La recharge intelligente des véhicules électriques est disponible dès le lancement en France pour certains types de véhicules et bornes compatibles. Le service de chauffage intelligent pour les pompes à chaleur sera proposé au premier trimestre 2026.

Ces outils sont censés automatiser le fonctionnement des appareils aux heures les plus favorables, générant des économies pour les utilisateurs tout en contribuant à l’équilibrage du réseau électrique. Sur les marchés européens où Frank Énergie est déjà présent, l’entreprise affirme piloter plus de 20 000 appareils : 6 000 bornes de recharge, 1 500 pompes à chaleur, 7 500 batteries et 5 000 installations photovoltaïques. Les services intelligents auraient ainsi permis de générer 3,5 millions d’euros d’économies pour ses clients européens.

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Qui, sinon le pays le plus industrialisé au monde, devrait consommer le plus d’électricité ? La Chine, sans surprise, est le numéro un mondial de la consommation électrique, et l’année dernière, elle a battu son propre record. En plus des industries, les usages quotidiens, les services, les transports et le secteur numérique ont tous connu une évolution rapide ayant entraîné une demande toujours plus forte.

La Chine est une véritable bête énergivore. Il y a longtemps qu’elle a franchi la barre du pétawattheure (1 000 térawattheures) en consommation électrique annuelle. En 2025, selon l’Administration nationale de l’énergie sur son compte officiel WeChat, le pays a dépassé pour la première fois les 10 pétawattheures (PWh). Il a atteint 10,368 PWh pour être exact.

La consommation électrique chinoise donne le tournis et, surtout, ridiculise celle des autres nations. En deuxième position, bien loin derrière, se trouvent les États-Unis avec un peu plus de 4 PWh. Par ailleurs, même cumulées, les consommations de l’Union européenne, de l’Inde, du Japon et de la Russie ne dépassent pas celle de la Chine.

Les nouveaux moteurs de la demande

La demande a progressé de 5 % par rapport à l’année précédente. Une progression qui s’explique en grande partie par l’évolution des usages quotidiens. Les ménages et le secteur des services consomment désormais beaucoup plus d’électricité qu’auparavant. La généralisation de la climatisation, des appareils électroménagers et des équipements numériques, ainsi que le fonctionnement quasi permanent des commerces et services, ont entraîné une hausse.

Évidemment, l’électrification intensive des transports a contribué à cette augmentation. La consommation liée à la recharge des véhicules et au remplacement des batteries aurait bondi de près de 50 % en un an. Et comme dans de nombreux grands pays, l’économie numérique influe aussi de plus en plus sur la demande énergétique. En effet, les services internet, le stockage de données, le cloud et les centres de données nécessitent un approvisionnement électrique constant.

Le secteur industriel reste le premier consommateur en volume. Mais la consommation dans la filière semble s’être restructurée. Si autrefois seules les industries lourdes traditionnelles étaient les plus énergivores, ce sont désormais les activités de fabrication de pointe qui tirent la demande : usines de véhicules électriques, de batteries, d’équipements électroniques et technologiques, toutes sont très gourmandes en électricité.

Et l’approvisionnement dans tout cela ?

Côté approvisionnement, pour répondre à sa demande croissante, la Chine continue de multiplier les centrales, en particulier les renouvelables. En 2025, la puissance installée solaire et éolienne a atteint 1 760 GW, soit une hausse de 34 % en un an. Parallèlement, le pays a accéléré le développement des installations de stockage afin de pallier l’intermittence de ces sources. Le pompage-turbinage dépasse 66 GW, et les nouvelles formes de stockage d’énergie ont franchi les 100 GW, une multiplication par plus de 30 depuis 2020. Quatre nouvelles lignes de transport à très haute tension ont également été mises en service, portant le total à 46 lignes à travers le pays.

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L’accès au réseau électrique peut être un point de blocage pour les énergies renouvelables, certaines essuyant des refus.

En 2025, les volumes de projets éoliens terrestres autorisés sont en baisse (1,37 GW autorisés l’année dernière contre 1,5 GW en 2024 et 1,51 GW en 2023 selon le bureau d’études Wattabase) et les décisions de justice favorables aux développeurs se font plus rares. Les données accessibles montrent une baisse des autorisations et surtout un recul du nombre de projets débloqués par voie contentieuse.

Là où les juridictions administratives annulaient autrefois certains refus préfectoraux, elles semblent aujourd’hui plus réticentes à intervenir. Les professionnels du secteur s’en inquiètent. L’aspect juridictionnel est de plus en plus difficile à anticiper, fondé sur des appréciations subjectives liées au paysage, au voisinage ou aux impacts environnementaux.

Des goulots d’étranglement sur le réseau électrique

Un deuxième verrou fait obstacle aux producteurs d’énergies renouvelables : le raccordement au réseau électrique. Ils peuvent essuyer des refus ou des délais parfois longs pour accéder aux lignes électriques. Les transformateurs sont parfois à capacité maximale.

L’ancienne ministre de l’Environnement, Corinne Lepage, a poussé un coup de gueule en ce sens, dans les colonnes de Tecsol. Elle y voit un sérieux problème de conformité avec le droit européen. Celui-ci repose sur un accès non discriminatoire aux réseaux pour les producteurs d’électricité. Or, la multiplication des refus et l’opacité des critères techniques ralentissent mécaniquement le déploiement des énergies renouvelables.

Vers la fin du « premier arrivé, premier servi » ?

RTE est d’ailleurs en train de réfléchir à changer la règle du « premier arrivé, premier servi » en « premier prêt, premier servi ». Les retards de raccordement immobilisent des capitaux et dégradent la rentabilité des projets (les batteries stationnaires perdent, par exemple, les premières années les plus profitables). Les opérations de renouvellement de parcs existants, voire leur augmentation de puissance, sont parfois confrontées à des règles de raccordement encore disparates (les projets deviennent généralement plus petits).

Nous écrivions sur le cas allemand. Dans les Länder les plus fournis en éoliennes, les nouvelles autorisations font face à une saturation des réseaux et à l’acceptabilité locale en baisse.

L’article Ces interminables délais de raccordements au réseau qui freinent l’essor des énergies bas-carbone est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Part importante de la consommation des pays, et marqueur d’inégalités entre les ménages, le chauffage est un sujet complexe. Une nouvelle étude a montré les différences de températures moyennes des logements entre les différents pays d’Europe. Les résultats sont riches en enseignements. 

En matière de chauffage intérieur, est-ce que tous les pays européens sont logés à la même enseigne ? Quelques années après le début de la guerre en Ukraine et la crise de l’énergie qui a suivi, on pourrait logiquement se demander si la politique de sobriété appliquée par la France, et surtout les français, est équivalente chez nos voisins européens.

Le spécialiste des thermostats connectés Tado, a profité de ses nombreuses données analytiques pour mesurer la température intérieure moyenne des logements dans différents pays européens. La température moyenne de la France est indiquée à 18,65°C, tandis que celle de l’Allemagne est de 19,03°C et celle du Royaume-Uni à 16,72°C. De manière générale, on constate que les pays de l’ouest de l’Europe ont des températures moyennes plus basses que les pays d’Europe de l’est, alors même que les conditions climatiques sont souvent plus favorables.

Image : Tado

Ce chiffre est d’ailleurs en cohérence avec une récente étude qui a indiqué que 9% des européens n’ont pas les moyens de se chauffer. Dans cette analyse, on constate que l’Espagne, le Portugal et même la France se situent au-dessus de cette moyenne. Dans l’Hexagone, ce sont 11,8% des français qui ne peuvent pas se chauffer en hiver. À l’inverse, dans les pays scandinaves, où les conditions climatiques sont très rudes, moins de 4% de la population ne peut pas se chauffer.

Une question d’isolation ?

À y regarder de plus près, l’explication de cette hétérogénéité en matière de température intérieure pourrait bien s’expliquer par les méthodes de construction des logements, en matière d’isolation. Une autre étude réalisée par Tado sur 80 000 logements entre 2019 et 2020 a analysé la baisse de température d’un logement sur 5 heures sans chauffage, avec pour point de départ une température intérieure de 20°C et une température extérieure de 0°C. Dans cette analyse, on constate que les logements allemands ont perdu 1°C, les logements autrichiens 1,2°C et les logements norvégiens 0,9°C.

À l’inverse, en Espagne, les logements ont perdu 2,2°C, et les logements français 2,5°C. Le record appartient au Royaume-Uni avec une baisse de 3°C durant les 5 heures. Ainsi, difficile de ne pas voir de lien entre maintien de la température intérieure et qualité de l’isolation.

D’ailleurs, la rénovation thermique des bâtiments n’est pas systématiquement associée à une baisse de la consommation d’énergie, mais plutôt à une hausse du confort intérieur. Avec une isolation plus performante, les occupants sont souvent plus enclins à adapter la température de leur logement à leurs besoins réels. C’est ce qu’on constate en Allemagne ou en Scandinavie ou les températures de consigne dépassent souvent les 19°C. À l’inverse, en France selon le Médiateur de l’énergie, en 2024, 30% des français ont souffert du froid dans leur logement.

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Sans maîtrise, la puissance n’est rien ; c’est valable aussi pour la production d’électricité éolienne. Total Énergies a décidé d’équiper l’un de ses parcs éoliens guadeloupéens d’une batterie de 8 MWh pour en contrôler la production, et ainsi mieux répondre aux besoins de l’île. Une solution qui devrait se démocratiser pour permettre aux territoires insulaires de décarboner leur mix électrique. 

Les sociétés Entech et Total Énergies viennent de convenir d’un partenariat pour la mise en place d’une BESS de 8 MW de puissance et 8 MWh de capacité, associée à un parc éolien existant composé de 10 turbines. Entech devrait se charger de la livraison et de la pose des batteries ainsi que de tout le système de conversion d’énergie.

Cet ajout devrait permettre à Total Énergies de gérer plus intelligemment la production électrique du parc éolien concerné. Il semblerait qu’il s’agisse du parc du Petit Canal, mis en service en 2000. À l’époque, il était composé de 32 éoliennes de faibles capacités qui avaient la particularité de pouvoir être couchées lors des épisodes cycloniques. Les éoliennes ont finalement été remplacées en 2019 par 10 éoliennes pour une puissance totale de 9 MW (contre 7,04 MW auparavant).

Le stockage d’énergie, facteur clé de la transition énergétique insulaire

À l’heure actuelle, l’énergie éolienne ne représente que 5,7% d’un mix électrique largement dominé par les énergies fossiles. Les énergies renouvelables affichent un fort potentiel dans les DOM, en particulier en Guadeloupe avec des conditions de vent et d’ensoleillement avantageuses. Néanmoins, l’absence d’interconnexion avec d’autres pays ou d’autres territoires environnants impose des contraintes techniques importantes sur la gestion de la production d’électricité. Dans ce contexte, le caractère intermittent de la production éolienne apparaît peu adapté, quand la production de la centrale Diesel de Jarry, d’une puissance de 200 MW, est totalement pilotable.

L’installation de systèmes de stockage pourrait néanmoins changer la donne et permettre une décarbonation massive de la production électrique tout en permettant le pilotage des énergies renouvelables. Outre cette nouvelle batterie de 8 MWh, d’autres îles françaises ont fait ce pari comme la Martinique avec le système Madinina Storage et ses 12 MWh ou la Nouvelle-Calédonie, où la construction d’une batterie de 50 MW de puissance et 200 MWh de capacité est en cours.

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Les coûts du nucléaire donnent le vertige. Surtout lorsque l’on constate la différence entre les coûts annoncés et les coûts effectifs. Ce n’était pourtant pas le cas il y a une cinquantaine d’année. Pourrait-on retrouver aujourd’hui des coûts aussi bas que par le passé ? La Chine nous montre peut-être la voie.

L’énergie nucléaire sera « si peu chère qu’on ne pourra la compter ». L’eau a coulé sous les ponts depuis que Lewis Strauss, président de l’Atomic Energy Commission américaine, a prononcé cette phrase, en 1954*. Car, depuis, c’est tout le contraire que l’on a observé. Un accroissement des coûts, un accroissement de la complexité, un accroissement des délais. Sans retour en arrière avéré. De sorte que l’on parle plutôt aujourd’hui de « malédiction des coûts du nucléaire ».

Pourtant, de nombreux pays se dotent de programmes de construction de nouveaux réacteurs nucléaires. Notamment en Occident, et au premier titre les États-Unis et la France. Autre exemple : l’Italie, qui envisage de revenir sur son moratoire. Même en Allemagne, le chancelier Friedrich Merz admet que la sortie du nucléaire serait une « erreur stratégique ».

L’explosion des coûts du nouveau nucléaire

Mais ces programmes ambitieux se heurtent pourtant à un mur : l’incroyable explosion des coûts de construction du nouveau nucléaire. En fin d’année dernière, nous apprenions par exemple que les 6 nouveaux EPR2 prévus en France pourraient coûter 73 milliards d’euros.

Ce « mur des coûts » est mis en évidence par une étude récente de chercheurs américains, publié dans la revue Nature. Cette étyde nous indique que les coûts initiaux, dans les années 1970, étaient de l’ordre de 1-2 $/W (en dollars actualisés en 2020). Puis ils ont grimpé à 4-10 $/W à la fin des années 1980 – en particulier après les accidents de Three Mile Island (1979) et de Tchernobyl (1986). Les derniers projets se sont avérés particulièrement coûteux : 15 $/W pour les deux nouveaux réacteurs de la centrale américaine de Vogtle, et 10 $/W pour le réacteur de Flamanville-3 en France.

Évolution du coût de construction des centrales nucléaires aux États-Unis, en France et en Chine / Image : Roosevelt Institute

En ce qui concerne les nouvelles constructions américaines, les auteurs pointent en particulier l’effet d’une importante instabilité de la réglementation et de la politique énergétique. Ils indiquent également que la hausse des coûts de personnel seraient prédominants dans la hausse de la facture. Ces derniers seraient liés en particulier à un mauvais usage des ressources humaines : les chantiers ont en effet souvent été arrêtés du fait de matériel manquant, ou de conflits de planification – autrement dit, pendant une part importante de son temps, le personnel aurait été dans l’incapacité de travailler.

L’exception chinoise

Un pays semble toutefois être une exception : la Chine. Dans ce pays, les coûts de construction de nouveaux réacteurs sont restés stables, voire ont diminué. Les coûts seraient restés de l’ordre de 2 $/W, en tout cas nettement inférieurs à 4 $/W. Et les chercheurs pensent avoir identifié les raisons principales d’une telle performance. La première résiderait dans la stabilité de la réglementation et de la politique énergétique – au contraire des programmes occidentaux, donc.

Ils pointent également un facteur important, qui aurait joué en Chine : l’internalisation progressive de la chaîne d’approvisionnement. En effet, les constructeurs de centrales chinois auraient progressivement privilégié une production domestique des composants, impliquant une augmentation progressive de l’expérience du personnel, et des économies d’échelle sur l’ensemble de la chaîne.

Peut-on s’inspirer de la Chine ?

Un point d’intérêt également : les auteurs notent que la courbe d’apprentissage est différente pour le nucléaire, par rapport aux moyens de production renouvelables (éolien et solaire). Il semble que l’effet de série soit moins important pour le nucléaire que pour ces autres sources d’énergie. Pour préciser : ils indiquent que les gains d’une production en série seraient significatifs sur les premiers exemplaires, mais que ces gains s’atténueraient plus vite pour les constructions suivantes.

L’organisation chinoise serait-elle à imiter ? Il y a sans doute des choses à apprendre. Les auteurs recommandent ainsi de stabiliser la politique énergétique et la réglementation, de façon à permettre l’effet de série et d’éviter l’escalade des coûts, ainsi que de mettre en place une chaîne d’approvisionnement stable et locale.

* À noter que le contexte de cette phrase, et notamment son lien avec l’énergie nucléaire, fait l’objet de débats ; ces derniers sont résumés par la NRC américaine (en anglais).

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La filière des énergies renouvelables électriques en France est en crise. Après des années de croissance, de soutien public constant, la filière ne pensait pas vivre des plans sociaux, gels d’embauches et faillites.

La crise solaire de 2013 n’a guère laissé ses empreintes dans les politiques publiques. En Europe, premier marché mondial pour les panneaux photovoltaïques, la baisse des tarifs de rachat de l’électricité solaire décidée par les gouvernements avait fait plonger la demande.

Aujourd’hui, c’est une demande en électricité stagnante qui fait plonger la filière renouvelable, sans objectifs.

Les ENR, c’est 40 000 emplois. Lorsque le moratoire photovoltaïque avait été décrété, 25 à 30 % des emplois avaient été supprimés. Le choc pourrait être similaire si rien ne change aujourd’hui.

Une avalanche de nouvelles inquiétantes

La crise touche actuellement toutes les tailles d’entreprise. Greenunivers, dans une enquête passionnante, a recensé les mouvements d’effectifs dans différentes entreprises ENR. Boralex France a lancé un plan de sauvegarde de l’emploi, RWE réduit ses équipes offshore et Okwind annoncé un plan social.

Chez EDF Power Solutions, les recrutements sont gelés et plusieurs dizaines de contrats ne sont pas renouvelés. Chez TotalEnergies Renouvelables et Engie Green, des départs sont non remplacés.

Chez les PME, même situation critique. Elements pourrait perdre un quart à un tiers de ses effectifs et Voltalia a réduit les équipes de sa filiale « Maison Solaire ».

Des TPE comme Beem Energy et Vergnet ont ouvert des procédures judiciaires et plusieurs installateurs photovoltaïques ont fermé. Le segment des petites toitures solaires, très sensible aux baisses tarifaires, est loin d’être épargné.

Les profils de développement de projets (chefs de projet, chargés d’études environnementales, agent en charge de trouver le foncier) sont les plus exposés : 15 à 25 % de ces postes seraient menacés.

Pas de PPE, disparition de la filière craignent les syndicats

Les causes sont connues : retard de publication de la PPE, absence d’appels d’offres pour 2026, baisse des tarifs et incertitude politique. Les appels d’offres sont bloqués et le gouvernement laisse toujours planer le doute sur la date de publication de la PPE. Une mission Lévy-Thuot pour « repenser le soutien public aux énergies renouvelables et au stockage d’électricité », un plan pour relancer la demande en électricité, autant de moyens de temporiser employés par le gouvernement.

Selon l’avocat Arnaud Gossement sur Linkedin, la filière subit une « casse politique, industrielle et sociale ». Le SER, Enerplan et autres syndicats se mobilisent. Roland Lescure, ministre de l’économie, cherche à rassurer quant à la sortie de la PPE.

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Dans le secteur des terres rares, ça commence à bouger en France. C’est en effet dans le bassin de Lacq, à proximité de Pau, que se mettent en place des filières industrielles d’ampleur. Elles sont destinées à produire et à recycler ces matériaux stratégiques.

Les terres rares sont indispensables pour l’industrie moderne, et notamment dans le secteur de la transition énergétique. Elles sont en effet utilisées pour les aimants permanents des moteurs et des générateurs électriques, mais également dans d’autres secteurs, comme l’électronique, ou encore la robotique. On conçoit ainsi toute l’importance de développer des filières locales, dans le contexte d’un secteur aujourd’hui très largement dominé par la Chine.

En la matière, c’est la startup lyonnaise Carester qui a donné le coup d’envoi au travers du projet Caremag. Cette installation permettra de recycler chaque année 2000 tonnes d’aimants permanents. Elle produira ainsi 800 tonnes de terres rares, du néodyme et du praséodyme, sous forme d’oxydes. Le lancement de l’usine est prévu pour 2027.

Caremag pourra également raffiner des concentrés miniers, à hauteur de 5000 tonnes. Cette opération permettra de produire 600 tonnes de terres rares, cette fois le dysprosium et le terbium, toujours sous forme d’oxydes. Et cette production est loin d’être anecdotique, puisqu’elle représenterait alors 15 % de la production mondiale.

Une nouvelle capacité pour produire des aimants

C’est très récemment qu’a été annoncé un nouveau projet à proximité. Il s’agit d’une installation dite de métallisation des terres rares. Cette opération permettra de transformer les oxydes de terres rares, comme ceux produits par Caremag, sous une forme métallique. Laquelle permettra de les utiliser pour la production d’aimants permanents. La proximité des deux usines fait ainsi tout à fait sens.

Le lancement du projet a permis à Frédéric Carencotte, PDG de Carester, de déclarer à l’AFP, lors du sommet Choose France : « C’est bien que ces deux métiers soient proches l’un de l’autre, pour essayer de monter quelque chose que l’on pourrait appeler la vallée des aimants, comme on parle de vallée de la batterie à Dunkerque. »

L’installation aura une capacité de 3750 tonnes, et permettra de compléter une chaîne d’approvisionnement locale pour ces terres rares. Une filière indépendante de la Chine, dont la domination est aujourd’hui écrasante. Un bémol toutefois : l’usine sera construite et exploitée par la société Less Common Metals (LCM) Europe, une filiale de l’américain USA Rare Earth.

Tombons-nous de Charybde en Scylla ? Bien difficile à dire. La souveraineté en matière de matériaux stratégiques n’a rien d’un fleuve tranquille.

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Même si le chiffre d’affaires de Lhyfe progresse en 2025, proche de 10 millions d’euros, le producteur d’hydrogène vert prépare une réduction massive de ses effectifs, symptôme des difficultés structurelles du secteur, révèle La Tribune.

La trajectoire de Lhyfe montre les contradictions économiques de la filière de l’hydrogène vert. En 2025, l’entreprise nantaise a presque doublé son chiffre d’affaires, proche des 10 millions d’euros. L’entreprise communique plus sur sa performance financière que sur la suppression d‘emplois à venir.

Selon les informations de La Tribune, la start-up prévoit de supprimer près de la moitié de ses effectifs, soit une centaine de postes sur les 196 salariés. Le projet, annoncé aux équipes fin 2025, concernerait l’ensemble des métiers et plusieurs pays européens. Contactée par La Tribune, la direction confirme l’existence d’une procédure en cours sans en valider les ordres de grandeur.

L’H2 peine à trouver son marché

Lhyfe fait face à un contexte économique morose pour la filière. Son premier appel d’offres vient à peine d’être publié. Elle a bâti son développement sur la production d’hydrogène par électrolyse, à partir d’électricité renouvelable.

Trois sites sont aujourd’hui en service en France mais les débouchés tardent à se structurer. La Cour des comptes étrillait la stratégie française centrée sur les mobilités.

Et ce pari de la mobilité hydrogène n’a pas tenu ses promesses. Bus, poids lourds et utilitaires peinent (encore ?) à trouver leur marché. Le prix de l’hydrogène vert reste élevé, entre 10 et 20 euros le kilogramme. À titre de comparaison, l’hydrogène d’origine fossile s’achète à moins de 2 euros. En parallèle, les technologies de batteries électriques progressent rapidement, réduisant l’intérêt économique de l’hydrogène pour certains usages.

Lhyfe est contrainte d’abandonner plusieurs projets ou de les reporter, faute de clients ou de soutiens publics suffisants. L’entreprise entend désormais cibler prioritairement les usages industriels et les raffineries et d’autres marchés européens comme l’Allemagne et les pays scandinaves.

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Un géant chinois des équipements éoliens s’est lancé dans le stockage énergétique par pompage-turbinage, mais pas comme on le connaît : son système se déploie au fond d’un lac, à des dizaines de mètres de profondeur.

China Dongfang Electric Corporation a développé une sphère géante immergée capable de stocker de l’électricité. Inspirée des stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP), cette technologie se distingue par un détail majeur : tout se passe sous l’eau.

Concrètement, le système fonctionne en deux phases. Lorsqu’il y a un surplus d’électricité, une pompe intégrée expulse l’eau contenue dans la sphère vers l’extérieur. L’intérieur de la cuve passe alors en basse pression, voire en quasi vide. Lors de la phase de décharge, une vanne s’ouvre et l’eau extérieure, poussée par la pression hydrostatique, revient dans la sphère. Ce flux entraîne une turbine reliée à un générateur, produisant ainsi de l’électricité.

Le projet est encore très loin du déploiement à grande échelle, mais il vient de franchir une étape importante : les premiers essais en conditions réelles se sont révélés concluants, a annoncé l’entreprise.

Des essais réussis

Les essais ont eu lieu du 2 au 11 janvier dans un lac de la province du Fujian. Baptisé « Dongchu n° 1 », le prototype a été immergé à 65 mètres de profondeur et exploité en continu pendant dix jours. Plus de 100 cycles de charge et de décharge ont été réalisés, permettant de valider la résistance mécanique de la sphère, la stabilité de la pression interne et la fiabilité du passage entre pompage et production électrique en conditions réelles.

Après cette réussite, Dongfang peut désormais envisager d’augmenter la puissance du système. Le prototype actuel fonctionne à l’échelle du kilowatt, l’entreprise n’ayant pas précisé ses dimensions ni sa capacité exacte. À terme, l’objectif est de déployer des unités modulaires à l’échelle du mégawatt, capables de fonctionner à des profondeurs plus importantes. Cette technologie vise principalement les parcs éoliens offshore, les micro-réseaux insulaires et les zones côtières dépourvues de relief nécessaire aux STEP classiques.

Un projet en dehors de la Chine

La Chine n’est pas le seul pays à tester cette approche de sphères immergées. En Europe, l’institut allemand Fraunhofer IEE a développé le projet « Stored Energy in the Sea », adapté à plusieurs centaines de mètres de profondeur, avec une capacité de stockage estimée à 400 kWh. Des essais ont déjà eu lieu dans le lac de Constance, et un projet pilote est prévu cette année près de Long Beach, en Californie.

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Des dizaines de milliers de panneaux solaires sont en cours d’installation sur le vaste toit du bâtiment Omega, situé à Dourges (Nord). Cette installation qui développera une puissance de 18 MWc détiendra du record de la plus grande centrale photovoltaïque en toiture de France et d’Europe.

Occupé par PepsiCo, le bâtiment Omega est un site logistique géant qui s’étend sur 128 568 m². Depuis octobre 2025, une fourmilière s’active sur son toit, afin de déployer une centrale solaire de 18,01 mégawatts crête (MWc). La production est estimée à 17 gigawattheures (GWh) annuels, dont 1 GWh sera réservé à l’autoconsommation, le reste étant vendu au réseau dans le cadre d’un appel d’offres de la Commission de régulation de l’énergie.

Si la loi imposait un équipement minimum de 30 % de sa surface en panneaux photovoltaïques, les acteurs du projet ont choisi d’aller bien au-delà. La toiture supportera ainsi 38 628 panneaux photovoltaïques de 465 Wc chacun fournis par le chinois Jinko Solar. À sa mise en service qui devrait intervenir au cours du premier semestre 2026, il s’agira de la centrale solaire en toiture unique la plus puissante d’Europe et donc de France. Du financement à la construction en passant par l’exploitation, l’ensemble du projet est géré par le producteur montpelliérain Urbasolar, qui détient un bail de 30 ans sur l’installation.

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Qui pourra sauver le photovoltaïque français ? Conséquence des baisses de subventions de 2025 et de l’absence de PPE3, le secteur se retrouve plus que jamais plongé dans le brouillard, et le nombre de nouvelles installations fond comme neige au soleil.

Le retard de publication de la Programmation pluriannuelle de l’énergie 3 (PPE3) continue de faire des dégâts, en particulier dans le secteur du photovoltaïque. La filière affiche une bonne santé apparente, avec  40 000 emplois directs et un chiffre d’affaires de 15 milliards d’euros en 2025, mais de nombreuses entreprises finissent par baisser les bras. Dans le Bas-Rhin, à l’occasion du forum « Cap à l’Est », les professionnels du secteur ont dénoncé l’inaction gouvernementale, ainsi que la baisse massive des subventions en 2025.

Entre 2024 et 2025, les exemples de fermeture d’usines ne manquent pas : Photowatt en janvier 2025, l’usine Systovi en mars 2025 ou encore celle du groupe OKWIND il y a seulement quelques mois.

Une dynamique brisée

En réalité, ce sont principalement les petites installations, notamment pour particuliers qui sont touchées. On a assisté, en 2025 à un record d’installation en termes de puissance. En revanche, il en est autrement concernant le nombre d’installations. Le nombre de nouvelles installations a fortement augmenté à partir de 2023 en comptant 157 000 nouvelles installations sur les 3 premiers trimestres de l’année. Ce nombre d’installations avait même atteint 199 000 sur les 3 premiers trimestres de 2024. Mais sur l’année qui vient de s’écouler, le soufflet est retombé, et on a comptabilisé seulement 155 000 nouvelles installations.

La baisse des aides gouvernementales et l’absence de visibilité à long terme ont donc clairement refroidi les particuliers, ce qui a conduit à cette baisse de près de 22%. Si rien n’est fait, cette dynamique pourrait se renforcer. Étant donné que le prix de rachat de l’électricité a drastiquement chuté, les installations pour particuliers doivent désormais être plus complexes pour être rentables, en intégrant un système de stockage. Or, si le prix des panneaux est plus bas que jamais, l’ajout de batteries vient augmenter le montant d’investissement initial, rendant moins accessible de telles installations.

De nouvelles méthodes de financement

Pour faire face à cette situation, certaines entreprises ont tout de même trouvé la parade, en proposant des systèmes de location longue durée. C’est le cas pour SunLib, qui propose des panneaux solaires en location, mais également Ensol qui offre ces services pour des panneaux mais également pour des batteries. Enfin, dans un futur proche, on pourrait retrouver des offres de fourniture d’électricité 100% renouvelables, dont le prix au kWh fluctue en direct selon le marché de gros. Ce type de contrat permettrait aux personnes ne pouvant pas avoir d’installation photovoltaïque de profiter des mêmes inconvénients, mais surtout des mêmes avantages avec des tarifs plus faibles quand le soleil est à son zénith.

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