Le fabricant chinois de batteries Fossibot annonce le lancement du FBP1200, un système de stockage d’énergie solaire destiné aux foyers européens. Une batterie modulaire plug & play présentée comme adaptée aux spécificités de nos réseaux électriques.

L’offre de batteries solaires domestiques continue de s’étoffer en Europe, avec l’arrivée d’un énième modèle conçu par une firme chinoise : la Fossibot FBP1200. Ce système de stockage est équipé de quatre entrées photovoltaïques supportant jusqu’à 2 000 W de puissance. Sa capacité de stockage est totalement modulaire. La base FBP1200 dispose de 1,95 kWh de cellules LiFePo4, mais peut empiler jusqu’à quatre modules d’extension de 1,95 kWh chacun (soit 9,75 kWh au total pour une colonne complète). Plusieurs colonnes peuvent être ajoutées au sein d’un même système jusqu’à un maximum de 39,1 kWh.

L’appareil intègre un onduleur bidirectionnel, des ports USB-C et USB-A, ainsi qu’une sortie AC hors réseau, lui permettant de fonctionner comme centrale portable ou système de secours en cas de coupure (via les ports dédiés uniquement). La puissance de sortie AC est plafonnée à 1200 W dans tous les cas, connexion par prise oblige. Certifié IP65, il serait opérationnel jusqu’à −20 °C grâce à un système de chauffage interne.

Un gestionnaire de charges intelligent

Le système est notamment conçu pour tirer parti des prix négatifs du réseau, un phénomène croissant sur les marchés européens : lorsque ces prix (hors taxes) passent en dessous de zéro, le FBP1200 se recharge à pleine capacité. En période de faible ensoleillement, il peut également se recharger lors des heures creuses pour se décharger pendant les pics tarifaires. Par ailleurs, la batterie analyserait en continu les habitudes de consommation, les prévisions météorologiques et les prix de l’électricité en temps réel, afin de planifier automatiquement les cycles de charge et de décharge au moment le plus avantageux économiquement.

La Fossibot FBP1200 est commercialisée au prix catalogue de 699 € sans ses extensions ni l’indispensable compteur connecté (vendu séparément à 119 €). Toutefois, elle est en promotion actuellement sur le site du fabricant à 589 €. Comptez 2 589 € pour un système complet composé de la FBP1200, 4 extensions et le compteur connecté.

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Le ministre de l’Économie, Roland Lescure, a annoncé un plan d’investissement de 200 milliards d’euros sur la prochaine décennie pour moderniser et adapter les réseaux électriques français, dans la foulée de la sortie de la PPE.

Publication de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3), confirmation de l’investissement de 200 milliards d’euros dans les réseaux : le ministre de l’Économie parle définitivement beaucoup d’énergie.

Les nouveaux objectifs donnés à la filière de la production d’électricité doivent être accompagnés d’un investissement à la hauteur dans les réseaux.
Pour le transport et de la distribution d’électricité, les équipements actuels datent pour beaucoup du milieu du XXᵉ siècle. Ils doivent être modernisés, développés et adaptés au changement climatique.

Les réseaux, angle mort de la PPE

Sur le réseau de transport, il s’agit de moderniser les lignes à très haute tension pour faire transiter la production décentralisée et renforcer les interconnexions. Ces dernières apportent une flexibilité bienvenue et sont mentionnées dans la PPE pour minimiser le coût du système au global.

Sur le réseau de distribution (opéré par Enedis et quelques entreprises locales de distribution), plus d’un million de kilomètres de lignes sont à entretenir et à adapter aux véhicules électriques, pompes à chaleur, installations photovoltaïques sur toiture et industrielles. Le pilotage en temps réel et la flexibilité entrent dans une nouvelle dimension pour ces vieux réseaux.

Cette annonce n’est pas un scoop. Le chiffre de 200 milliards d’euros reposait jusqu’alors sur des projections réalisées par RTE et Enedis. Le gouvernement vient ici prendre position, car c’est la CRE qui fixe chaque année les enveloppes allouées aux filiales d’EDF.

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Le fournisseur d’énergie Octopus Energy France annonce le lancement d’un service gratuit de pilotage à distance des ballons d’eau chaude, sans installation de matériel supplémentaire. Le dispositif s’appuie sur les fonctionnalités du compteur Linky pour optimiser les heures de chauffe en fonction des prix de l’électricité et du taux d’énergie bas-carbone sur le réseau.

Deuxième poste de dépense électrique dans un logement, le ballon d’eau chaude représente une part importante de la consommation d’un foyer, généralement autour de 20 %. Commander son fonctionnement est donc indispensable pour réaliser des économies. Si la plupart des foyers sont équipés d’un contacteur activant automatiquement le cumulus durant les heures creuses, d’autres solutions plus évoluées promettent un pilotage plus avancé.

Par exemple, le fournisseur d’énergie Octopus vient de lancer un système capable de démarrer et arrêter les ballons d’eau chaude en fonction du prix de l’électricité sur les marchés et de son intensité carbone. La marque ne précise pas le fonctionnement exact de ce service, mentionnant simplement l’utilisation des « fonctionnalités du compteur Linky ». Son activation ne nécessiterait aucune modification de l’installation électrique.

Quelques dizaines d’euros cagnottés chaque année

Proposé gratuitement, ce service permettrait une économie moyenne de 33 € annuels par foyer. Les économies réalisées seraient reversées mensuellement sur la cagnotte personnelle des clients ayant souscrit à l’option, promet Octopus. Le calcul n’est pas détaillé et peut sembler abstrait pour les occupants d’un logement équipé d’un chauffe-eau chargeant déjà en heures creuses, donc au tarif le moins cher de leur contrat.

Les avantages du pilotage intelligent des cumulus paraissent principalement au bénéfice du réseau électrique et du fournisseur. Octopus explique que potentiel d’effacement de la consommation s’élèverait à 780 mégawatts (MW) en hiver à l’heure de pointe. En été, ce sont 23 gigawattheures (GWh) qui pourraient être valorisés en activant les ballons d’eau chaude à midi, lors du pic de production solaire. Le service s’inscrit dans le cadre de la réforme du système heures pleines / heures creuses engagée par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) et Enedis fin 2025, précise Octopus.

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Le réacteur nucléaire n° 1 de la centrale de Tihange en Belgique a obtenu un sursis dans sa contestation juridique, pour être relancé alors qu’il doit être démantelé.

Alors qu’un permis de démolition avait été délivré à Engie Electrabel pour démanteler deux des trois tours de refroidissement, une décision administrative vient de suspendre cette autorisation à la suite de plusieurs recours introduits par des acteurs publics et associatifs. Leur crainte : engager dès maintenant la destruction des infrastructures condamnerait toute possibilité de remettre en service ce réacteur à l’avenir, hypothéquant de fait la sécurité énergétique belge.

Ce sursis administratif a été acté après des recours déposés par six parties, dont le mouvement WePlanet, la commune d’Huy, le collectif citoyen 100 TWh et deux particuliers. Au-delà du non-retour, ils font valoir les risques d’une envolée des émissions de carbone si les centrales à combustibles fossiles devaient compenser l’absence de production nucléaire avec de nouvelles installations gazières notamment.

Réviser la stratégie énergétique belge

Le gouvernement fédéral, sous l’impulsion du Premier ministre Bart De Wever et du ministre de l’Énergie surnommé Atomic Boy Mathieu Bihet, veut une révision de la stratégie énergétique incluant la possibilité de prolonger l’exploitation de Tihange 1. Arrêté en octobre dernier, le réacteur pourrait être techniquement relancé, mais en l’état, les normes de sûreté post-Fukushima imposent des standards très élevés auxquels il ne pourrait pas répondre. Son redémarrage pourrait être très couteux.

La suspension du permis de démolir a été confirmée par le Service public de Wallonie qui attend une expertise approfondie avant qu’une décision finale ne soit prise par le ministre wallon de l’Aménagement du territoire, François Desquesnes, avant l’été. La stratégie d’Engie jusqu’ici visait à démanteler progressivement les réacteurs fermés, tout en prolongeant seulement les unités les plus récentes, Tihange 3 et Doel 4. Un sursis juridique qui en dit long sur le retournement de la politique belge en matière de nucléaire.

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La jeune start-up française Revolty va commercialiser, dès l’automne 2026, une batterie domestique fabriquée en France à partir de cellules au lithium de seconde vie d’origine européenne. Elle vient de réaliser une levée de fonds d’un million d’euros pour accompagner son lancement.

Parviendra-t-elle à peser face aux batteries asiatiques à prix bradés ? L’avenir nous le dira. Quoi qu’il en soit, le défi qu’entend relever Revolty est très ambitieux. La jeune entreprise française se lance dans un marché concurrentiel et monopolisé par une multitude d’acteurs chinois très dynamiques, celui de la batterie domestique. Pour se démarquer, elle va commercialiser un premier produit à la philosophie bien différente : une batterie fabriquée dans le sud de la France, composée de cellules reconditionnées d’origine européenne.

Le potentiel est bien présent. Pas moins de 830 000 foyers français disposent de panneaux photovoltaïques sur leurs toits, et ils ont désormais tout intérêt à autoconsommer un maximum de leur production. Les tarifs de vente auprès d’EDF sont en effet devenus insignifiants. Sans optimisation de l’autoconsommation, environ deux tiers de la production solaire est écoulée dans le réseau public, sans aucun bénéfice pour le propriétaire de la centrale. La batterie domestique est l’une des solutions permettant d’atteindre un taux d’autoconsommation de 100 %, puisqu’elle stocke la totalité de la production solaire pour l’injecter selon les besoins du foyer en temps réel.

Une batterie plus écologique ?

En valorisant un « gisement industriel local » de cellules usagées plutôt qu’en achetant des cellules neuves, Revolty promet une batterie à l’empreinte carbone nettement inférieure. « Nous nous approvisionnons en direct auprès de fournisseurs de batteries et d’acteurs de collecte de batteries en fin de vie via des partenariats spécifiques » détaille Mathilde Janicot, la co-fondatrice de Revolty. La marque espère ainsi éviter le rejet de 30 000 tonnes de CO2 annuellement d’ici 2030, sans préciser son calcul. La première batterie Revolty sera commercialisée à l’automne 2026 et peut déjà être précommandée contre un acompte de 200 euros. Son prix définitif n’est pas encore fixé et sera révélé lors de la commercialisation.

Selon la start-up, le carnet de commandes se chiffrerait à 2 millions d’euros grâce aux engagements d’une vingtaine d’installateurs solaires partenaires. Trois prototypes seraient déjà en service chez des particuliers. Revolty prévoit d’équiper plusieurs centaines de foyers dès 2027.

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Si les énergies renouvelables et le nucléaire ne doivent pas être opposés dans la quête de la neutralité carbone, un sujet vient pourtant créer des tensions entre les deux : la modulation de nos réacteurs. Bien que normale sur le parc nucléaire français, cette technique d’ajustement de la production est de plus en plus utilisée, ce qui pourrait accélérer l’usure des centrales. Un nouveau rapport d’EDF tire des conclusions inquiétantes. 

Ce n’est pas un scoop : le parc nucléaire français module plus que n’importe quel autre pays, la faute à un mix électrique unique au monde, puisque très largement dominé par l’énergie nucléaire. Si cette modulation est historiquement maîtrisée et adaptée aux capacités des réacteurs, cet équilibre se voit bouleversé par la prise d’ampleur des énergies renouvelables dans l’Hexagone.

« Des risques économiques majeurs » pour la France

Selon les dernières prédictions, notamment des analystes de Kpler, cette modulation pourrait continuer d’augmenter chaque année jusqu’en 2030. De 27,5 TWh en 2024, elle a atteint 31,5 TWh en 2025 et devrait avoisiner les 35 TWh pour 2026. Si cette modulation permet en partie à EDF d’optimiser son utilisation de combustible, le reste s’explique par la nécessité de compenser l’intermittence des énergies renouvelables. Or, cette modulation excessive inquiète de plus en plus au sein d’EDF.

Il y a quelques semaines, la CFE Énergies, principal syndicat de l’électricité en France, avait tiré la sonnette d’alarme face à la publication imminente de la programmation pluriannuelle de l’électricité (PPE3). Le syndicat avait pris la parole pour évoquer un rapport interne à EDF portant sur « les conséquences techniques et économiques de l’effacement forcé de la production d’électricité nucléaire ». Les conclusions de ce rapport confidentiel avaient été entrevues dans un article de La Tribune, et évoquaient « des risques économiques majeurs pour la collectivité française ».

EDF confirme l’impact de la modulation sur les réacteurs nucléaires

EDF a attendu la publication de la PPE3 pour sortir du silence et rendre public les conclusions de son étude sur la modulation. Dans ce document, daté du 16 février 2026, l’électricien français confirme la hausse de volume de modulation en évoquant un point de rupture en 2024. Il mentionne notamment une augmentation des arrêts de courte durée en milieu de journée, au moment où les parcs photovoltaïques produisent le plus d’électricité.

Selon EDF, cette hausse de la modulation affecte bien le vieillissement des installations sur de nombreux aspects et indique une augmentation « des phénomènes vibratoires au niveau des postes d’eau ». De ce fait, EDF affirme devoir travailler sur ses programmes de maintenance en augmentant la fréquence des contrôles et des remplacements de pièces d’usure. En parallèle, l’électricien envisage de faire évoluer ses méthodes d’exploitation pour que « les transitoires de puissance ou les arrêts complets des réacteurs soient moins sollicitants pour les installations, tout en préservant la manœuvrabilité des unités de production ». EDF précise enfin que cette adaptation « a un impact économique certain car elle conduit à réaliser de nouveaux investissements sur le parc nucléaire français, tout en s’accompagnant d’une réduction de sa production ».

Les centrales thermiques et hydroélectriques jonglent aussi avec l’éolien et le solaire

D’ailleurs, EDF va plus loin en indiquant que les variations de production d’énergie associées aux renouvelables non pilotable (éolien et solaire) ont des effets sur ses autres modes de production. Le nombre d’arrêts/démarrages des centrales thermiques de type cycles combinés gaz (CCG) a ainsi doublé en 2025 par rapport aux années précédentes. Le parc hydroélectrique est également concerné, en particulier les stations de pompage-turbinage (STEP), qui sont en première ligne pour absorber les fluctuations du réseau. Celles-ci sont de plus en plus sollicitées, ce qui entraîne un vieillissement prématuré.

Pour finir, EDF rappelle que le rôle du parc nucléaire français n’est pas seulement de produire de l’électricité, mais également de stabiliser la fréquence et la tension du réseau, notamment grâce à son inertie. Il n’est pas à exclure que dans les années à venir, RTE demande à EDF de laisser des réacteurs en service non pas pour produire de l’électricité en milieu de journée, mais pour permettre une meilleure stabilité du réseau à l’échelle de la France et de l’Europe.

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La chute de Luc Rémont, le 21 mars 2025, devait marquer une reprise en main d’EDF par l’État. Après des mois de bras de fer sur le post-Arenh et le programme nucléaire EPR2, l’exécutif semblait enfin décidé à remettre l’électricien public dans le rang. Un an plus tard, si le style a changé, EDF continue de sortir gagnant de la plupart de ses arbitrages stratégiques avec le gouvernement.

Sous Luc Rémont, le rapport de force était assumé, frontal. L’ancien PDG avait obtenu, en novembre 2023, une réforme du cadre de régulation pour succéder à l’accès régulé au nucléaire historique (Arenh). Malgré l’opposition de l’administration, de la CRE et d’une partie des cabinets ministériels, EDF décroche une liberté tarifaire qui lui plaît bien, l’État se contentant d’un prélèvement fiscal a posteriori en cas de prix très élevés (selon deux paliers de revenus, le niveau de taxation varie).

Une décision prise envers et contre tous, selon plusieurs conseillers interrogés par La Tribune, au terme de mois de pressions et de négociations à huis clos. Cette victoire politique n’a pourtant pas suffi à sauver Luc Rémont, « tombé pour mauvaise conduite » titre le média Contexte. Officiellement, c’est l’échec industriel qui lui a coûté sa place. Deux ans après le lancement du programme EPR2, le design n’est toujours pas finalisé et le modèle financier n’est pas bouclé.

Un contexte rude à l’arrivée de Bernard Fontana

Les rapports successifs du comité de revue présidé par Hervé Guillou pointent des lacunes : maîtrise d’ouvrage mal dimensionnée, coordination défaillante avec les fournisseurs, clauses contractuelles déséquilibrées et même une « paralysie décisionnelle » au sommet du groupe. À cela s’ajoute l’incapacité d’EDF à tenir sa promesse faite à l’État : signer massivement des contrats de long terme à prix modérés avec les industriels. C’est la réindustrialisation du pays qui est en jeu, un sujet hautement politique.

Bernard Fontana arrive donc dans un contexte rude, mais qu’il arrive en partie à retourner en la faveur de son groupe nationalisé par l’État. La facture des six EPR2 vient d’être réévaluée à 72,8 milliards d’euros en euros 2020, soit près de 86 milliards en euros courants et plus de 100 milliards en intégrant les frais financiers, selon la Cour des comptes. Les marchés de l’électricité, eux en revanche, se sont retournés : les prix avoisinent désormais les 50 à 60 euros du MWh (€/MWh), fragilisant le modèle économique d’EDF (loin des seuils de taxation du VNU, le versement nucléaire universel).

Des contrats nucléaires contre les arbitrages d’EDF

Là où Luc Rémont refusait toute régulation et rechignait à signer des contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN), Bernard Fontana aligne rapidement EDF sur les attentes gouvernementales. Les CAPN sont conclus à tour de bras, comme le réclamaient Bercy et l’Élysée. Orano, Lafarge, ArcelorMittal… les CAPN s’enchainent, quitte à accepter des prix moins élevés qu’espérés (ils sont souvent confidentiels).

Mais derrière cette stratégie commerciale, les arbitrages penchent en faveur d’EDF. Sur le nucléaire, malgré les surcoûts et les doutes sur la tenue des délais, l’État valide la poursuite du programme EPR2 et le financement sans remettre en cause ni le nombre de réacteurs, ni le calendrier. Le risque financier est mutualisé et les choix industriels restent à la charge par EDF.

L’hydroélectricité relancée

Sur l’hydroélectricité, même chose. La proposition de loi pour ouvrir partiellement à la concurrence les concessions échues et sortir du contentieux européen sonne favorable à EDF. Plusieurs observateurs estiment qu’EDF en ressort largement gagnant. L’ouverture annoncée de 40 % des capacités à la concurrence apparaît en réalité limitée, en raison des actifs déjà exploités par la SHEM et de volumes plafonnés, fixés pour une durée restreinte. À l’inverse, les concessionnaires sortants bénéficieraient de droits sécurisés sur soixante-dix ans, tandis que les obligations de partage imposées à EDF ne courraient que sur vingt ans.

Sous Bernard Fontana, EDF ne gagne plus ses arbitrages « envers et contre tout ». La preuve avec son rapport sur la modulation du nucléaire qui s’est tellement fait attendre et accable les renouvelables intermittentes et va sans doute peser dans le contenu de la PPE3. M. Fontana rappelle à l’État qu’il ne peut se passer d’EDF et ré-équilibre, ainsi, le rapport de force.

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D’après un document interne d’EDF consulté par La Tribune, un nombre minimal de réacteurs nucléaires doit rester connecté au réseau français en permanence pour garantir la stabilité électrique et ainsi jouer le rôle d’amortisseur de tension.

La gestion de la tension et les renouvelables, l’éternelle guerre entre électronique de puissance et inertie mécanique. Voilà une occasion qu’EDF n’a pas manquée pour critiquer les énergies renouvelables (ENR), a relevé la Tribune dans un document interne qu’elle a consulté. EDF estime qu’une base minimale de réacteurs nucléaires doit impérativement rester en fonctionnement pour éviter un risque de black-out. Non pas pour répondre à une demande extrême d’électricité, mais bien pour assurer la stabilité du système en tout temps.

Contrairement à la fréquence, identique partout en Europe (50 Hz), la tension est une donnée locale. Elle doit rester dans une plage précise pour ne pas endommager les équipements électroniques ou engendrer des coupures en cascade (comme le blackout espagnol du 28 avril 2025). Or, en période de faible consommation combinée à une forte production solaire, le réseau de transport se retrouve peu chargé. Les lignes à haute tension produisent alors davantage de puissance « réactive » ce qui tend à faire monter la tension.

Si ces déséquilibres ne sont pas corrigés rapidement, ils peuvent se propager. C’est ce qui s’est passé lors de la méga panne survenue dans la péninsule ibérique l’an dernier.

EDF et les machines synchrones

EDF maintient, la solution repose sur le maintien d’une production dite synchrone, c’est-à-dire assurée par des machines tournantes : centrales nucléaires, hydrauliques ou thermiques. Ces installations apportent l’inertie et la capacité d’absorption de puissance réactive dont a besoin le réseau et ainsi contenir la tension.

Le document consulté par La Tribune identifie trois zones particulièrement sensibles : la Normandie-Paris, le Sud-Ouest et le bassin de la Loire. Dans ces régions, la régulation de la tension nécessiterait le maintien de plusieurs tranches nucléaires en fonctionnement, même en l’absence de besoin de production supplémentaire.

Paradoxalement, si la tendance est à l’arrêt des réacteurs (pour des raisons politiques ou de vieillissement), RTE sollicite de plus en plus le parc nucléaire pour ces services. À horizon 2030, ces demandes pourraient augmenter. EDF plaide pour une meilleure rémunération de ce service. Elle les justifie par des investissement évités dans le système électrique. Du côté des renouvelables, il y a des solutions : onduleurs, batteries, STEP ou compensateurs statiques.

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Samsung mise sur l’Europe pour lancer sa nouvelle pompe à chaleur. Alors que le marché est encore fragilisé par la baisse du pouvoir d’achat et la réduction des aides, le géant sud-coréen veut séduire les consommateurs européens en priorité.

Samsung vient de dévoiler une nouvelle pompe à chaleur résidentielle. Baptisé EHS All-in-One, ce système air/eau-air « tout-en-un » assure le chauffage des logements, la climatisation, le chauffage au sol et la production d’eau chaude sanitaire, le tout réuni dans une unité extérieure compacte. Le constructeur sud-coréen vise en priorité le marché européen, alors même que celui-ci cherche à se prémunir contre la concurrence asiatique.

Un équipement efficace par grand froid et pensé pour réduire la consommation

Le groupe fait valoir plusieurs atouts de son produit, qui serait une version améliorée de l’EHS Mono R290, un modèle lancé en 2023. D’abord, le système se veut fiable tout au long de l’année, même en conditions extrêmes. Samsung annonce un fonctionnement du chauffage jusqu’à -25 °C, ainsi qu’une production d’eau chaude pouvant atteindre 65 °C même par temps glacial. L’appareil embarque un système de récupération de chaleur. Plutôt que d’évacuer l’énergie thermique durant le mode refroidissement, celle-ci est réutilisée pour chauffer l’eau sanitaire. Selon le fabricant, cette technologie peut, dans certaines conditions, plus que doubler l’efficacité énergétique de la production d’eau chaude.

La nouvelle pompe à chaleur Samsung intègre également une intelligence artificielle dédiée à l’optimisation énergétique. Cette fonctionnalité analyse les habitudes d’utilisation et les paramètres de fonctionnement afin d’ajuster automatiquement les réglages.

Un premier lancement en Europe

Cet appareil sera d’abord commercialisé en Europe, avant un déploiement prévu en Corée dans un an. L’équipement a été d’ailleurs adapté aux standards européens, notamment avec l’intégration du fluide frigorigène R32, en remplacement du R410A qui est plus polluant.

Ce lancement intervient donc dans un contexte de marché encore fragile. Si les ventes se redressent légèrement à l’échelle du continent, certains pays restent en difficulté. C’est le cas de la France, où la crise s’intensifie. La demande recule sous l’effet de la baisse du pouvoir d’achat, de la réduction des aides et de la suspension de MaPrimeRénov’. Une contraction pesant directement sur les industriels qui voient chuter leur chiffre d’affaires.

Pour soutenir ces fabricants, le gouvernement français a annoncé la mise en place d’un mécanisme de « préférence européenne ». Concrètement, la bonification des Certificats d’économie d’énergie (CEE) sera désormais réservée aux équipements dont le système moteur est fabriqué en Europe. L’objectif est de rééquilibrer la concurrence avec les fabricants asiatiques, dont les parts de marché ne cessent de progresser. Reste donc à voir si cette mesure impactera les prévisions de ventes de Samsung.

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Si les chutes de neige abondantes de ces dernières semaines font le bonheur des skieurs, elles donnent des sueurs aux opérateurs de centrales photovoltaïques en montagne. Dans la station de Superdévoluy (Hautes-Alpes), une vaste ombrière solaire n’a pu résister au poids des flocons et s’est brutalement effondrée sur le parking qu’elle recouvrait.

Lundi 16 février, en fin de journée, une ombrière photovoltaïque de 220 m de long et large de 10 m s’est effondrée sur un parking de la station de ski de Superdévoluy, dans les Hautes-Alpes, à 1500 m d’altitude. La centrale mise en service en 2017 déployait 8 767 m² de panneaux solaires à travers trois rangées, pour une puissance cumulée de 1,7 MWc. Les supports de l’une des rangées se sont littéralement pliés, basculant les panneaux à la verticale et déversant soudainement une couche de neige tassée de près d’un mètre d’épaisseur sur la voie publique.

Des recherches dignes d’une avalanche

D’importants moyens de secours ont été déployés pour retrouver d’éventuelles personnes ensevelies. Au total, 25 sapeurs-pompiers, cinq équipes cynophiles, dix véhicules de secours ainsi que plusieurs unités de gendarmerie ont été mobilisés pendant trois heures, dont des militaires du peloton de gendarmerie de haute montagne (PGHM) accompagnés d’un chien spécialisé et d’un hélicoptère. Vingt pisteurs secouristes de la station et les services techniques de la mairie ont également prêté main-forte, mais aucune victime n’a heureusement été constatée.

L’origine de l’effondrement demeure indéterminée et fera l’objet d’investigations complémentaires. Outre les importantes chutes de neige, des rafales de vent balayaient la station au moment de l’incident.

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Un dispositif explosif a été neutralisé sur la propriété d’un ingénieur de l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (Andra) impliqué dans le projet d’enfouissement des déchets nucléaires à Bure. L’acte a été revendiqué par une surprenante « Commission Informelle pour la Promotion des Contes d’Hivers qui Finissent Bien ».

Un engin incendiaire de faible intensité, destiné à déclencher l’explosion de cartouches de gaz, a été désamorcé proche de la résidence d’un ingénieur de l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (Andra) à Liffol-le-Grand, dans les Vosges. Cette tentative d’attentat a été revendiquée par des opposants anonymes au projet Cigéo, qui prévoit l’enfouissement de déchets hautement radioactifs à 500 m de profondeur dans les sous-sols argileux de Bure (Meuse).

La bombe désamorcée était positionnée à proximité d’un cabanon sur la propriété de l’ingénieur, selon Cyril Vidot, le maire de Liffol. Qualifiée de « mafieux du nucléaire » dans un texte publié par les auteurs autoproclamés de l’attaque, cette personnalité haut placée avait déjà été visée par un jet de farine et des tags sur sa maison. Patrice Torres, directeur industriel de l’Andra, a condamné cette attaque, soulignant la gravité de la menace portée aux personnes et à leur domicile privé.

Les opposants de Stop Cigéo dénoncent les violences

L’ingénieur et l’Andra ont immédiatement déposé plainte. De son côté, la coordination d’opposants Stop Cigéo a dénoncé les violences en précisant qu’elle ne cautionne pas les agressions contre des individus. Pour rappel, le projet Cigéo prévoit d’enfouir à grande profondeur dans une couche géologique jugée très stable environ 83 000 m³ de déchets nucléaires à haute radioactivité, avec une mise en service prévue entre 2035 et 2040. Le dossier suscite toujours une forte opposition locale et nationale.

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Décarboner l’aviation est probablement l’un des défis les plus complexes que l’humanité doit relever. L’une des solutions actuellement privilégiées est l’utilisation de kérosène non fossile, produit avec des huiles végétales, des algues ou synthétisé à partir d’énergie photovoltaïque et de dioxyde de carbone. Certaines de ces alternatives nécessitent d’immenses surfaces au sol, qui peuvent désormais être visualisées grâce à un simulateur en ligne créé par un ingénieur indépendant.

« Avec des carburants d’aviation durables conventionnels produits à partir de maïs ou soja, vous aurez besoin d’un champ de la taille de l’Inde ». Le décor est planté par Antoine Pietri, un ingénieur logiciel français, à l’origine d’un simulateur qui indique l’emprunte au sol des sustainable aviation fuels (SAF), ces kérosènes alternatifs qui doivent verdir le trafic aérien. Ils représentent le seul espoir à court et moyen terme pour réduire les émissions de CO₂ de l’aviation, les batteries n’étant pour l’instant pas adaptées, à quelques exceptions près.

Des impacts radicalement différents selon le carburant alternatif choisi

Toutefois, remplacer le kérosène fossile, abondant et bon marché, par des carburants d’origine végétale ou synthétique est loin d’être gagné d’avance. Il existe d’ailleurs une multitude de façons de les produire : à partir de colza, de maïs, d’huile de palme, de soja, de canne à sucre, de jatropha (une plante tropicale), d’algues ou en combinant de l’hydrogène produit avec de l’électricité solaire avec du CO₂ récupéré de cheminées industrielles.

Chacune de ces solutions nécessite une emprise au sol radicalement différente. Si le SAF fabriqué avec du colza ou du maïs imposerait d’immenses surfaces, le SAF synthétisé avec de l’électricité renouvelable et du dioxyde de carbone capté à la source se contenterait de nettement moins d’espace.

Tout cela paraissait bien abstrait avant la mise en ligne du simulateur « SAF footprint calculator » d’Antoine Pietri. Très simple à utiliser, il permet de s’apercevoir des terres nécessaires à chaque type de SAF, mais aussi de son coût, à différents niveaux. L’on peut estimer la surface monopolisée par un trajet simple ou aller-retour à l’échelle d’un seul passager (la distance parcourue est ajustable), d’un vol entier ou de l’ensemble de la flotte mondiale.

L’exemple d’un aller-retour Paris – La Réunion

Ainsi, selon ce simulateur, un aller-retour Paris – La Réunion (18 800 km) à bord d’un appareil de 410 places carburant au SAF solaire + CO₂ nécessiterait une surface de 5 hectares, équivalente à un cinquième des célèbres jardins du Champ de Mars, face à la tour Eiffel. Une rotation ultra-bas-carbone à un coût ahurissant puisque le remplissage des réservoirs coûterait 2,1 millions de dollars, soit 13 fois plus cher que du kérosène fossile.

À l’inverse, ce même aller-retour réalisé avec du SAF conventionnel à base de maïs occuperait 100 hectares, soit quatre fois la surface du Champ de Mars. Une surface gigantesque mais un plein moins coûteux : 307 000 dollars, ce qui reste tout de même 2,75 fois plus cher que du kérosène fossile. Le simulateur fournit même une indication sur le risque de compétition avec l’agriculture destinée à l’alimentation humaine. Cette rotation consommerait la quantité de terres nécessaires à l’alimentation d’environ 600 personnes pendant un an.

L’aviation n’est pas le secteur le plus émetteur, mais peine à participer aux efforts

L’aviation commerciale était responsable de 2,6 % des émissions de CO₂ mondiales en 2018 et de 5,1 % du réchauffement d’origine humaine selon Carbone4. C’est moins que le trafic routier et maritime ou encore l’industrie, mais c’est aussi le secteur dont les marges de réduction des émissions sont les plus faibles.

Si l’électrification des transports terrestres et de l’industrie lourde est relativement facile, avec des alternatives bas-carbone matures et des surcoûts plutôt maîtrisés, l’aviation bute encore contre des écueils technologiques et économiques pour passer au zéro émission.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a lancé une consultation publique pour réviser le cadre des offres à tarification dynamique pour exposer les consommateurs aux prix de marché en temps réel.

Ces contrats, accessibles aux clients équipés de compteurs Linky, proposent des prix suivant les prix du marché de gros. Aujourd’hui, peu de particuliers les adoptent car ils ont du mal à comparer ces offres, les fournisseurs peinent à les expliquer clairement et le potentiel de flexibilité domestique – véhicules électriques, batteries ou pompes à chaleur – est quand même limité en l’état. Il est déjà difficile de rentabiliser les HP/HC dans de nombreux cas (qui impose de décaler environ 30 % de sa consommation). Ainsi, la majorité des foyers restent au tarif réglementé ou aux options heures pleines/heures creuses, tandis qu’une très faible minorité opte pour des contrats indexés sur le marché.

La note technique de la CRE rappelle qu’initialement, au moins 50 % du prix devait refléter les variations du marché, avec un plafond pour protéger le consommateur. Le régime transitoire mis en place ces dernières années, plus simple mais moins strict, arrive à expiration et la CRE demande aux fournisseurs la définition exacte de leurs offres, l’exposition minimale au marché nécessaire pour un signal prix pertinent et l’opportunité de supprimer possiblement le plafond tarifaire.

Des expériences en France et en Europe

Il existe déjà des fournisseurs qui proposent des tarifs temps réel. D’autres combinent tarification dynamique et stockage domestique, en synchronisant production solaire et consommation pour tirer parti des variations de prix.

Zendure, fabricant de batteries auquel Révolution Énergétique a rendu visite, propose une offre de batterie et tarification dynamique. Autre exemple, Sobry facture l’électricité en temps réel, avec des prix qui suivent le marché à l’heure près.

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Le coût de production de l’énergie photovoltaïque est directement lié à la durée de vie des panneaux solaires. Or une part significative des panneaux vieillirait plus vite que prévu.

C’est une étude de l’université de Nouvelle-Galles du Sud qui jette le pavé dans la mare. L’équipe du professeur Yang Tang a analysé la production de près de 11 000 panneaux photovoltaïques, installés dans le monde entier. Ils ont analysé la dégradation de leur production au cours du temps. Et le résultat est éclairant. En moyenne, la dégradation est de 0,9 % par an. Toutefois, pour près d’un cinquième des panneaux, cette dégradation est de l’ordre de 1,35 %/an. Et pour 8 % de l’échantillon, la vitesse de dégradation double à hauteur de 1,8 %/an.

Distribution du taux de dégradation des panneaux photovoltaïques / Image : Yang Tang et al. 2025

Du point de vue statistique, cet effet est décrit comme « une longue traîne ». Et c’est un problème. Car les coûts de l’énergie photovoltaïque sont principalement issus de l’investissement initial ; il n’y a, en effet, que peu de frais de maintenance, et pas de dépenses de combustible. Cela implique que la durée de vie des panneaux est une donnée essentielle du point de vue financier. Elle doit donc être prédictible. Et l’étude pointe un aléa significatif.

Trois causes expliqueraient cette dégradation

L’étude a étudié les facteurs qui peuvent entraîner cette dégradation. En premier lieu, un constat : si l’on exclut les panneaux situés dans les climats très chauds, où une dégradation accélérée était déjà connue, le climat local n’est pas un facteur explicatif.

En revanche, ils pointent trois raisons qui pourraient expliquer la longue traîne : un mécanisme de petits défauts en cascade (par exemple une étanchéité imparfaite entraînant une entrée d’humidité), les défaillances précoces (peu de temps après la mise en service) et l’aggravation au cours du temps de petits défauts non détectés. Grâce à ces pistes, l’étude permettra d’améliorer les contrôles qualité en usine et d’éliminer, si cela est possible, la longue traîne.

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L’actualité du secteur européen des batteries ressemble à une avalanche de bonnes nouvelles et de mauvaises nouvelles. Et parfois, il est bien difficile de les départager. En l’occurrence, il s’agit de deux projets de gigafactories déjà mis en pause à la mi-2024. Et il est annoncé aujourd’hui qu’ils seront définitivement abandonnés.

La société Automotive Cells Company (ACC) est une coentreprise de Stellantis, Mercedes et TotalEnergies. Elle opère une usine de batteries à Billy-Berclau/Douvrin dans le Pas-de-Calais, des batteries de technologie NMC (nickel-manganèse-cobalt).

Les projets d’ACC étaient ambitieux : construire deux nouvelles gigafactories en Italie et en Allemagne. Sur les sites, respectivement, de Termoli et de Kaiserslautern, qui étaient deux sites historiques de Fiat et d’Opel. Deux marques de Stellantis. La boucle était donc bouclée : il était prévu de produire des batteries pour le constructeur franco-italo-américain. Toujours en technologie NMC.

Un problème de visibilité sur une technologie

Mais ces projets se sont heurtés à deux problèmes de taille. En premier lieu, les batteries NMC sont de plus en plus concurrencées par les batteries de de type LFP (lithium-fer-phosphate). Ces dernières sont un peu moins performantes, mais surtout moins chères ; favorisées par les constructeurs chinois, elles prennent leur essor dans l’automobile. Par ailleurs, Stellantis a récemment annoncé des charges exceptionnelles colossales, de l’ordre de 22 milliards d’euros. En cause, des ventes de voitures électriques qui ne sont pas à la hauteur des prévisions.

L’emploi sera toutefois préservé. Autant que faire se peut. Le site de Termoli continuera à fonctionner, en produisant des moteurs à essence jusqu’à 2030, voire des échéances plus lointaines. L’usine existante d’ACC dans le Pas-de-Calais verra par ailleurs sa cadence augmentée, grâce notamment à un partenariat avec un producteur chinois dont le nom n’a pas été révélé.

Bien sûr, si le marché se retourne, surtout du point de vue des technologies, il est normal que les investissements dans des usines ne soient pas réalisés. Il n’y aurait rien de pire que construire une gigafactory qui ne servirait à rien. Mais cela pose la question de la possibilité pratique des investissements, si les marchés évoluent trop rapidement qu’ils puissent être mis en œuvre.

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Simple réévaluation des risques, ou aveux d’échec ? L’ASNR change son fusil d’épaule au sujet de la corrosion sous contrainte et ne le voit plus comme un problème majeur, mais comme un élément de la vie des installations. Une annonce qui arrive seulement quelques mois après la découverte de nouvelles microfissures. 

Après le terrible hiver 2022-2023, lors duquel le parc nucléaire français a compté jusqu’à 32 réacteurs à l’arrêt, on imagine que plus personne, chez EDF, ne veut entendre parler de corrosion sous contrainte. Et pourtant, il va sans doute falloir s’y habituer. C’est en tout cas ce qu’a sous-entendu le président de l’ASNR Pierre-Marie Abadie lors de ses vœux à la presse le 28 janvier dernier. Ce dernier a ainsi déclaré : « La corrosion sous contrainte va faire partie de la vie des installations », ajoutant ensuite qu’on en retrouverait au gré des contrôles, et que les microfissures qui y sont associées ne seraient plus des sujets hors du commun.

Le retour de la corrosion sous contrainte

Au premier abord, ce discours surprend, tant le sujet avait défrayé la chronique il y a seulement quatre ans. En réalité, il fait suite à deux découvertes récentes associées à ce problème de la corrosion sous contrainte. Déjà, en juin dernier, les équipes d’EDF avaient découvert deux microfissures sur le réacteur Civaux 1. Si l’une de ces deux fissures avait simplement été causée par de la fatigue mécanique, la deuxième est bien due à de la corrosion sous contrainte.

Plus récemment, en octobre dernier, une nouvelle fissure a été détectée sur un tronçon pourtant déjà remplacé à la fin de l’année 2021. Cette microfissure, située sur le circuit de refroidissement du réacteur à l’arrêt, aurait une profondeur de 2,8 mm.

Un nouveau procédé pour repousser le remplacement

Pour éviter de devoir systématiquement arrêter les réacteurs concernés, EDF peut compter sur un nouveau procédé : le Mechanical Stress Improvement Process (MSIP). Importée des États-Unis, cette technique consiste à positionner un collier métallique autour de la conduite concernée pour la contraindre mécaniquement, ce qui permet d’attendre un prochain arrêt programmé pour remplacer le tronçon touché. En l’occurrence, le prochain arrêt de Civaux 1 est prévu pour février 2027. À cette occasion, les équipes d’EDF devraient démonter les tuyaux concernés pour les faire expertiser auprès du Laboratoire intégré d’expertise de Chinon (LIDEC) afin d’en savoir plus sur ce phénomène.

En attendant une meilleure compréhension du mécanisme, EDF souhaite mettre en place une stratégie de surveillance à long terme associée à une maintenance adaptée pour les tronçons concernés. L’ASNR devrait examiner cette solution et rendre son verdict dans le courant de l’année 2026.

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EDF est dans les starting-blocks : le projet de loi permettant de débloquer la situation entre la Commission européenne et la France au sujet de l’hydroélectricité vient d’être voté par l’Assemblée nationale. Malgré des points d’ombre, cette loi devrait permettre à l’énergéticien français de remettre à niveau la première source d’énergie renouvelable de France. 

L’heure des grands investissements dans le domaine de l’hydroélectricité est plus proche que jamais. Quelques mois après l’accord de principe trouvé entre la France et la Commission européenne au sujet de la mise en concurrence d’hydroélectricité française, les députés viennent d’adopter le projet de loi qui y fait référence. Celui-ci acte officiellement le remplacement du régime de concession, vieux d’un siècle, par un régime d’autorisation.

Les barrages restent la propriété de l’État

Grâce à cette loi, les barrages hydroélectriques français resteront propriété de l’État, et leur gestion restera confiée aux exploitants actuels, c’est-à-dire principalement EDF, pendant une durée de 70 ans. Le projet de loi ajoute une autorisation environnementale, qui devrait permettre une prise en compte des enjeux territoriaux de l’eau.

En contrepartie, EDF devra à terme mettre à disposition 40% des capacités hydroélectriques à la concurrence sous forme de capacités virtuelles, et 6 GW de puissance dès les 10 premières années. La production de ces capacités virtuelles sera mise en vente via un système d’enchères avec un prix de réserve.

L’État, désormais libre de vendre ses installations ?

Au premier abord, cette solution semble idéale, puisqu’elle ouvre la porte à de nouveaux investissements en matière d’hydroélectricité, et devrait permettre à EDF de mettre à niveau l’ensemble de son parc. Néanmoins, le passage à un régime d’autorisation facilite une possible privatisation de certaines installations. Dans une moindre mesure, à l’avenir, il n’est pas exclu que des acteurs privés entrent au capital de grands projets hydroélectriques, ce qui faciliterait leur financement. Le projet Montézic II aurait ainsi l’intérêt d’Eiffage et de Total Energies.

Sujet pourtant crucial pour la sécurité énergétique de la France, le vote de ce projet de loi n’aura mobilisé que 76 des 577 députés de l’Assemblée nationale. Sur ces 76 députés, 56 ont voté pour le projet de loi, 8 ont voté contre (LFI et le Nouveau Front populaire) et 12 se sont abstenus, principalement du côté du Rassemblement national. La mise en application du projet de loi est prévue au plus tard pour le 1ᵉʳ septembre prochain.

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Publiée au Journal officiel après deux ans et demi d’attente, la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) donne des objectifs de consommation et production d’énergie jusqu’en 2035. Relance du nucléaire, renouvelables ajustées à la baisse, les flexibilités et la consommation au centre de toutes les attentions : on décrypte cette version de 232 pages.

Présentée ce matin à Bercy par Roland Lescure devant les industriels et la presse, au lendemain du discours de Sébastien Lecornu depuis un barrage hydroélectrique à Belfort, la PPE3 était attendue depuis près de deux ans et demi. La filière réclamait un cap pour relancer les investissements : le lancement des appels d’offres en dépend, la version en vigueur jusqu’alors prévoyait une sortie du nucléaire.

« Nous faisons le choix de la production décarbonée et de la souveraineté », a martelé ce matin Roland Lescure, insistant sur la nécessité « d’électrifier, électrifier, électrifier » les usages pour substituer les énergies fossiles importées. La consommation finale d’énergie doit passer de 1 510 TWh en 2023 à 1 243 TWh en 2030, tandis que la part de l’électricité grimperait de 27 % à 34 %. La consommation est un grand sujet tant elle peine à décoller et c’est elle qui justifie en partie la relance des investissements dans la production.

Nucléaire : la peur de l’effet falaise

La production nucléaire, tombée à 320 TWh en 2023, est attendue entre 380 et 420 TWh en 2030 : EDF doit être au rendez-vous de la performance avec de la disponibilité et une augmentation de puissance de ses réacteurs. La PPE3 acte l’optimisation du parc existant et confirme la construction de six EPR2, avec huit en option (décision cette année). Elle mentionne également la poursuite des travaux sur les réacteurs innovants, dont les RNR avant la fin du siècle.

C’est l’« effet falaise » dans les années 2030-2040 qui fait peur. Un trou de nucléaire avec, certes, des réacteurs prolongés au-delà de 50 ans, et qui devront ensuite s’arrêter et être démantelés.

Éolien : priorité au renouvellement, appels d’offres relancés

L’éolien terrestre est le grand perdant. Deux appels d’offres de 800 MW par an seront lancés à compter du premier semestre 2026. Un bonus pour le « repowering » — le renouvellement des parcs existants — doit être introduit, sous réserve de notification à la Commission européenne.

En mer, les appels d’offres 9 et 10 seront relancés « dès que possible », pour une attribution avant fin 2026. La filière a subi l’absence de PPE avec, par exemple, RWE qui a fermé sa filiale française chargée de répondre à l’AO10. L’objectif d’attribution reste compris entre 8 et 10 gigawatts (GW) pour l’AO10. Le calendrier glisse toutefois par rapport aux ambitions initiales.

Solaire : plafond maintenu jusqu’en 2028

Le photovoltaïque sera plafonné à 2,9 GW par an de puissance soutenue jusqu’à fin 2028 via appels d’offres et arrêtés tarifaires. Un appel d’offres de 300 MW pour le solaire sur bâtiments sera lancé immédiatement, annonce le ministre.

Après 2028, le schéma prévoit deux appels d’offres annuels de 1 GW pour le solaire au sol et trois de 300 MW pour les toitures. La répartition indicative vise 41 % des volumes sur petites et moyennes toitures et 54 % sur grandes installations (dont 38 % au sol). Un appel d’offres technologiquement neutre de 500 MW est maintenu d’après les premières annonces.

Nouvelle heure de gloire pour l’hydroélectricité ?

La PPE3 lui fait la part belle. Elle prévoit une augmentation des capacités de stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) de 1,7 GW d’ici 2030 (Montézic II pourra être débloqué), s’ajoutant à la capacité actuelle d’environ 5 GW. Du stockage bienvenu pour moduler offre et demande.

L’augmentation de la puissance des barrages en grande partie sur des installations existantes. 1,1 GW d’augmentation de puissance, cela fait de l’ordre de 610 MW sur des installations de plus de 4,5 MW, et 440 MW sur des installations de moins de 4,5 MW selon la PPE3. Combinée au déblocage législatif sur les concessions en cours, elle a de belles heures devant elle.

Le charbon n’est pas complètement enterré

Si la trajectoire vise une forte baisse des fossiles (de 60 % de la consommation en 2023 à 40 % en 2030, l’inverse pour l’électricité) dans la consommation d’énergie finale, la PPE3 acte le maintien sous cocon de certaines capacités charbon ou reconverties, pour garantir la sécurité d’approvisionnement. Le texte précise que ces installations pourront être mobilisées en cas de tension extrême, dans une logique de dernier recours. Elles ne sortent donc pas du jeu.

Qu’en est-il de l’hydrogène, la géothermie, l’hydrolien et la chaleur bas-carbone ?

La PPE3 confirme l’objectif de 4,5 GW d’électrolyse installés en 2030 pour produire de l’hydrogène bas carbone. La géothermie de surface (10 TWh) et profonde (6 TWh) ont leurs objectifs à 2030, comme les réseaux de chaleur (53 TWh en 2030), tandis qu’un appel d’offres hydrolien de 250 MW est prévu au Raz Blanchard, avec attribution d’ici 2030. Impossible toutes les mentionner, il ne semble pas y avoir d’énergie mise de côté a priori.

Que cette PPE3 fut politique et elle le reste. Un compromis de nucléaire massif et pas de moratoire/abandon des ENR avec un pari : la relance de la demande. Un plan est attendu et la PPE3 prévoit une clause de revoyure pour l’adapter à l’évolution de la demande… et à l’équilibre politique en place aux présidentielles de 2027.

L’article Tout savoir sur la PPE 3, le plan énergétique de la France jusqu’en 2035 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Avec 27,1 GWh installés en 2025, le stockage par batteries atteint sa douzième année de croissance record dans l’Union européenne. Avec plus de grandes batteries et moins de résidentiel.

+27,1 gigawattheures (GWh) de nouvelles capacités de stockage ont été installées dans l’Union européenne en 2025. C’est 45 % de plus qu’en 2024, ce chiffre est énorme, c’est un nouveau record annuel. Le parc atteint désormais 77,3 GWh, c’était moins de 8 GWh fin 2021. En quatre ans, la capacité européenne a été multipliée par dix, relève Solar Power Europe dans un rapport publié le 28 janvier 2026.

En 2025, pour la première fois, les batteries de grande taille connectées au réseau ont fourni la majorité des nouvelles capacités. Elles représentent 55 % des nouvelles batteries. Jusqu’ici dominé par le résidentiel, le marché bascule vers des installations de grande échelle. Alors pourquoi en installe-t-on autant ? Pour flexibiliser le système électrique. En 2025, le solaire a couvert près de 22 % de la production électrique en Espagne, plus de 15 % en Allemagne. Et pour limiter les heures à prix négatifs, 3,4 % du temps à l’échelle européenne, il faut absorber l’excédent de production.

Les batteries permettent aussi d’amener de l’inertie au réseau. Leur montée en puissance intervient alors même que le marché solaire ralentit, par un soutien public et des objectifs en baisse, selon la vraisemblable version de la PPE3 à paraître ces prochains jours.

Les installations à domicile peinent à être rentables

Les installations de batteries résidentielles (chez les particuliers) chutent de 6 %, à 9,8 GWh. L’investissement de départ pèse souvent trop lourd dans l’équation économique par rapport à ce qu’elles peuvent rapporter au ménage et à leur rémunération sur le trading et les services systèmes. Le ralentissement du solaire en toiture y contribue aussi. Le segment commercial et industriel progresse de 31 %, à 2,3 GWh, mais reste marginal avec seulement 8 % du marché annuel.

L’Allemagne reste en tête avec 6,6 GWh installés, devant l’Italie (4,9 GWh), relève Solar Power Europe. La surprise vient de la Bulgarie, troisième avec 2,5 GWh, où les soutiens publics sont forts. Les cinq premiers marchés totalisent 63 % des nouvelles capacités, contre près de 80 % un an plus tôt, preuve que le stockage progresse dans tous les pays et que le besoin est partout.

Sur le plan industriel, l’Europe dispose de 252 GWh de capacités potentielles de production de cellules, mais 92 % sont destinées aux véhicules électriques. Le stockage stationnaire ne représente que 8 % des usages.

L’article La capacité de stockage par batteries a explosé en Europe en 2025 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

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