Grâce à cette nouvelle recherche française, les futures centrales solaires pourraient gagner en performance et mieux s’intégrer à leur environnement. L’étude permet en effet de comprendre les mécanismes par lesquels les installations photovoltaïques modifient les conditions locales autour d’elles. À terme, ces travaux pourraient conduire à une conception plus fine des centrales, en particulier des installations solaires flottantes.

À leur échelle, les infrastructures énergétiques influencent le climat local. Température de l’air, circulation du vent, humidité ou évaporation peuvent ainsi être modifiées par un aménagement. L’ensemble de ces variations, souvent discrètes, mais bien réelles, correspond à ce que l’on appelle des effets microclimatiques. Dans le cas du photovoltaïque, ces phénomènes ont des conséquences directes sur les performances des panneaux solaires. Pourtant, jusqu’à présent, ces effets microclimatiques sont négligés dans les outils de conception et de calcul.

C’est justement ce manque que vient combler une recherche française publiée dans la revue Renewable Energy. Les chercheurs se sont intéressés plus particulièrement aux centrales solaires flottantes. Ils ont développé un cadre de modélisation capable de décrire avec précision les effets microclimatiques générés par ce type d’installation.

Une maquette virtuelle pour simuler vent, chaleur et évaporation

Concrètement, les chercheurs ont créé une sorte de maquette numérique de centrale photovoltaïque flottante. Cet outil intègre la disposition des panneaux, leur inclinaison, leur hauteur au-dessus de l’eau ainsi que l’espacement entre les rangées. Des conditions réalistes de vent et d’ensoleillement sont ensuite appliquées à cette représentation virtuelle.

Le modèle calcule alors la circulation de l’air entre et sous les panneaux, les échanges de chaleur entre les modules et l’atmosphère, ainsi que l’évaporation de l’eau sous la surface partiellement couverte. L’approche permet de visualiser les différences locales de température, de ventilation et de pertes d’eau au sein même de la centrale.

Vers des prévisions de rendement plus fiables

L’un des principaux objectifs de ces travaux est d’affiner les prévisions de rendement des installations solaires. La performance des panneaux dépend fortement de leur température, elle-même influencée par le vent. L’outil développé permet ainsi de mieux estimer les échanges thermiques, et donc d’évaluer de manière plus précise les rendements.

Le modèle numérique offre également la possibilité de quantifier avec davantage de précision l’évaporation de l’eau, en évaluant l’impact réel des centrales solaires flottantes sur les pertes hydriques. Ce système constitue surtout un outil d’aide à la conception. Grâce aux simulations, il devient possible d’adapter l’implantation des panneaux aux conditions locales, d’optimiser leur disposition et de mieux équilibrer performance énergétique et impact environnemental.

Si cette étude se concentre sur le photovoltaïque flottant, les chercheurs indiquent que leur approche pourrait être étendue aux centrales photovoltaïques au sol et à l’agrivoltaïsme.

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Le potentiel de la géothermie pour décarboner la production de chaleur dans les logements n’est plus à prouver. Néanmoins, son application souvent complexe freine sa démocratisation. Face à cela, une entreprise française a décidé d’industrialiser de nombreuses étapes pour standardiser et accélérer son déploiement sur site. 

Forte de 20 ans d’expérience dans le domaine de la géothermie dans le sud-ouest de la France, la société Bio Énergies Diffusion espère contribuer à l’essor de cette énergie bas-carbone en France en révolutionnant ses méthodes d’installation. Pour y parvenir, l’entreprise a inventé le Géocube, une pompe à chaleur géothermique préfabriquée, testée en atelier et livrée prête à raccorder. Logée dans un conteneur maritime de 10 pieds, cette solution est livrée déjà équipée afin de réduire le temps d’installation sur site.

Une première version du Géocube vient d’ailleurs d’être installée en 2025, dans l’école de Donneville, en Haute-Garonne. Le Géocube s’est avéré être la solution idéale sur un site soumis aux Bâtiments de France et ne comprenant aucun local technique. La solution Géocube a permis une installation dans un délai record, sans avoir besoin de construire une chaufferie.

Démocratiser la géothermie

Si le potentiel de la géothermie est très important, sa mise en œuvre est souvent un frein. En comparaison, les installations solaires, qu’elles soient photovoltaïques ou thermiques, se distinguent par un haut niveau d’industrialisation, ce qui autorise un déploiement rapide et une adaptation facilitée aux contraintes des sites. À l’inverse, le déploiement de systèmes géothermiques repose sur des procédés entièrement personnalisés en fonction des spécificités du terrain et du bâtiment à alimenter, et nécessitent de profonds forages. C’est cette particularité qui rend les installations géothermiques onéreuses.

Pour rendre la géothermie plus accessible que jamais, Bio Énergies Diffusion compte sur l’industrialisation des procédés, mais également sur son partenariat avec l’entreprise française Bon Tuyau. Cette dernière veut faciliter l’accès à ces énergies décarbonées en proposant des solutions de financement. Elle propose ainsi la location de systèmes géothermiques et solaires thermiques dans le domaine du tertiaire, pour permettre aux entreprises de s’affranchir de l’investissement initial très élevé.

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L’économie, c’est de l’énergie transformée. C’est ainsi que certains résument l’importance primordiale de l’énergie dans nos sociétés modernes. Produire et manipuler l’énergie est ainsi un enjeu essentiel, et à ce titre, il stimule l’émergence d’idées nouvelles. Comme celle-ci, curieuse au premier abord : utiliser des poudres métalliques.

À de rares exceptions près, l’énergie ne se trouve pas sous une forme utilisable là où il y en a besoin et quand il y en a besoin. C’est là où intervient la notion de vecteur énergétique, en tant qu’agent intermédiaire contenant de l’énergie sous une forme aisément utilisable, transportable et pouvant être stocké – avec, selon le vecteur, plus ou moins de facilité.

Les vecteurs énergétiques nous sont bien connus : combustibles solides (charbon, pellets, …), liquides (essence, gazole, fioul…) ou gazeux (gaz naturel, hydrogène, …), ou encore l’électricité et la chaleur. Et la transition énergétique, qui repose en partie sur des moyens de production intermittents (éolien, solaire, …) rend ces vecteurs plus importants encore, car il accroît la disjonction entre production et consommation.

Nous avons pu rapporter de nombreuses actualités au sujet de l’électrification, de l’hydrogène, ou encore des carburants de synthèse. Mais au sein de ce paysage, il existe d’autres alternatives, moins matures, mais dont l’intérêt n’est pas pour autant à négliger sur le long terme. Et c’est précisément le cas des combustibles métalliques.

L’énergie stockée dans les métaux

Le concept des combustibles métalliques (metal fuels, en anglais) repose sur un constat simple : il y a beaucoup d’énergie stockée dans un métal. Pour s’en convaincre, il suffit de considérer la grande quantité d’énergie nécessaire pour transformer un minerai en un métal, que ce soit dans les hauts fourneaux pour produire des alliages de fer, ou dans les cellules d’électrolyse pour produire de l’aluminium par le procédé Hall-Héroult. En effet, dans la nature, les éléments métalliques sont souvent sous la forme d’un oxyde, c’est-à-dire liés à l’oxygène, et il faut beaucoup d’énergie pour casser ce lien.

Cet état de fait est un obstacle pour la production des métaux – et il justifie par ailleurs le recyclage de ces derniers. Mais il peut être aussi considéré comme une opportunité. Car il implique que les métaux peuvent être considérés comme un important stock d’énergie. Et donc comme un vecteur d’énergie.

Une boucle d’énergie basée sur le recyclage

Comme est-ce que cela fonctionne ? Un schéma de principe proposé par Engie nous permet de l’expliciter.

Schéma de principe de l’utilisation d’un combustible métallique / Image : Engie

Tout d’abord, un oxyde métallique est transformé en métal (phénomène de réduction) à l’aide d’un procédé et d’une source d’énergie propres. Le métal est ensuite transporté et stocké à son lieu d’utilisation, par exemple sous la forme d’une poudre fine. Là, il est consommé par l’usage énergétique qui lui est dévolu, par exemple un véhicule – mais ce peut être également un autre système mécanique, ou encore un système de production de chaleur ou d’électricité.

Lorsque la poudre métallique est utilisée, de l’oxygène est consommé, et le métal est transformé à nouveau en oxyde – c’est une réaction de combustion, tout comme celle des hydrocarbures. L’oxyde est ensuite retourné à son lieu de réduction, où il sera à nouveau transformé en métal pour enclencher un nouveau cycle. Un cycle qui offre le potentiel de ne pas être carboné.

Aujourd’hui, les métaux envisagés en tant que combustible métallique sont principalement l’aluminium ou le fer. Des métaux moins communs sont également envisagés, comme le sodium, le magnésium ou le bore. Il va de soi que si de tels métaux sont utilisés comme vecteurs énergétiques décarbonés, leur production ne devra pas impliquer de dégagements de dioxyde de carbone, comme c’est le cas des procédés industriels actuels. Pour ce faire, ce sont des procédés moins communs qui doivent être utilisés, comme la réduction directe par l’hydrogène ou l’électrolyse par des électrodes inertes.

Une filière encore à l’état embryonnaire

Force est de constater que les développements sur les combustibles métalliques en sont aujourd’hui encore à un stade très préliminaire. En 2016, Peugeot avait financé une thèse visant à stabiliser une flamme aluminium-air, avec en ligne de mire la conception d’un moteur automobile à combustion externe utilisant un combustible métallique.

Plus récemment, la startup Found Energy, spécialisé dans le recyclage énergétique de l’aluminium, a annoncé un partenariat avec une usine d’aluminium du sud-est des États-Unis. Le fondateur de la société, Peter Godart, est un ancien ingénieur de la NASA qui avait travaillé sur un robot capable de consommer en tant que source d’énergie les composants en aluminium de fusées devenus inutiles après leur utilisation.

En 2020, des chercheurs suisses menés par le docteur Michel Haller de l’Institute for Solar Technology étudient l’utilisation d’un cycle réversible employant l’aluminium en cogénération, pour produire à la fois de l’électricité et de la chaleur pour les besoins d’une maison d’habitation. Ils concluent à la faisabilité d’un stockage saisonnier de l’énergie solaire, basé sur la possibilité de stocker l’aluminium. Leurs calculs aboutissent à un coût de l’énergie de 0,20 €/kWh – dans l’ordre de grandeur, donc, des prix de l’électricité réseau. L’article est disponible en source ouverte.

De tels exemples, il y en a d’autres, et ils sont nombreux. Au total, ils montrent une technologie qui en est encore à un stade embryonnaire : celui de la recherche et des prototypes. Il n’est donc pas encore possible de déterminer à quelle échéance une telle solution pourrait être employée massivement. Mais ils ouvrent la voie à un vecteur énergétique nouveau et intéressant, notamment au regard des enjeux du stockage saisonnier des énergies, notamment renouvelables.

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Suspendu depuis le 1ᵉʳ janvier 2026, le dispositif national d’aides dédiées à la transition énergétique MaPrimeRénov’ a rouvert ses portes le 23 février, avec quelques modifications.

Que ce soit pour isoler son logement ou remplacer son vieux système de chauffage et de production d’eau chaude par un mode plus écologique, MaPrimeRénov’ est une aide cruciale. Elle octroie aux ménages des subventions dont les montants peuvent être très élevés selon le niveau de revenus du demandeur. Suspendu depuis plusieurs mois, le dispositif est officiellement relancé le 23 février. Avec une grande nouveauté : désormais, un rendez-vous personnalisé avec un conseiller France Rénov’ est obligatoire avant tout dépôt de demande d’aide dans le cadre du parcours rénovation d’ampleur.

Ce dernier, qui permet de financer un ensemble de travaux visant un gain d’au moins deux classes énergétiques, est à présent réservé aux logements classés E, F ou G au diagnostic de performance énergétique (DPE). Le parcours par geste, destiné à financer des travaux isolés comme l’installation d’un chauffage décarboné ou d’un chauffe-eau écologique, rouvre quant à lui pour les ménages intermédiaires, modestes et très modestes. Il exclut toutefois deux types de travaux qui en étaient jusqu’ici éligibles : l’isolation des murs et l’installation de chaudières à biomasse.

Les parties communes et copropriétés toujours éligibles

Le dispositif conserve par ailleurs son troisième volet, dédié à la rénovation des parties communes en copropriété. Les modalités de dépôt restent inchangées : les demandes s’effectuent toujours en ligne sur le site officiel maprimerenov.gouv.fr.

Depuis son lancement en 2020, MaPrimeRénov’ affirme avoir accompagné plus de 2,5 millions de ménages. Parmi eux, près de 350 000 ont engagé une rénovation d’ampleur, ce qui leur aurait permis de diviser par deux la consommation énergétique de leur logement, en moyenne.

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EDF peut se targuer d’une bonne année 2025 en matière de production d’électricité. Malheureusement, les résultats financiers ne suivent pas, la faute à une baisse généralisée des prix de l’électricité en Europe. 

À l’heure de tirer les bilans de l’année 2025, Bernard Fontana, président-directeur général d’EDF, n’a pas hésité à évoquer une année « marquée par des résultats opérationnels et financiers solides », mais la frustration doit être de mise. Si les résultats opérationnels de l’électricien sont plutôt favorables, avec 515 TWh d’électricité générés sur l’année, la baisse généralisée du prix de l’électricité a sérieusement entamé ses résultats. Entre 2024 et 2025, le prix de marché moyen lissé est passé de 192 €/MWh à 103 €/MWh.

De ce fait, si le chiffre d’affaires du groupe est resté plutôt stable avec 113 milliards d’euros, le résultat net est en recul de 26% avec un total de 8,3 milliards d’euros. L’excédent brut d’exploitation (EBITDA), indicateur financier qui mesure la rentabilité opérationnelle d’une entreprise a été revu à la baisse avec 29,3 milliards d’euros contre 36,5 milliards d’euros en 2024.

Malgré ces conditions plus difficiles que l’année précédente, EDF annonce avoir réussi à réduire sa dette de 2,8 milliards d’euros, pour atteindre 51,5 milliards d’euros au 31 décembre 2025. Enfin, l’électricien a indiqué un taux effectif d’impôts de 31,6%, notamment du fait de la contribution exceptionnelle, une taxe sur les bénéfices des grandes entreprises.

Des niveaux de production solides

La baisse des prix de l’électricité ne concrétise donc pas la bonne année d’EDF d’un point de vue opérationnel. Sur les 515 TWh d’électricité produits sur l’année, on compte 373 TWh d’origine nucléaire, un record depuis six ans. Si la production hydroélectrique est revenue à la normale après une année 2024 particulièrement favorable, la production issue de l’éolien et du solaire a augmenté de 2,1%. Enfin, les STEP ont tourné à plein régime avec un record de production de 6 TWh.

Consolidation du modèle financier et préparation de l’avenir

Cette présentation des résultats financiers a été l’occasion de tirer les bilans d’une année charnière pour EDF. Afin de préparer la fin de l’ARENH, EDF a réussi à sécuriser 47 TWh de contrats de production par le biais de 18 000 contrats d’électricité à moyen terme et 18 contrats à long terme, dont 12 contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN). En parallèle, le groupe a présenté son devis relatif à la construction de 6 EPR 2 pour un montant total de 78 milliards d’euros.

Pour cette nouvelle année 2026, les prix de l’électricité devraient continuer de baisser, maintenant ainsi l’EBITDA à la baisse. L’année 2026 devrait également être conditionnée par la décision finale d’investissement concernant les EPR2, ainsi que l’obtention de nouveaux contrats à long terme pour sécuriser ses revenus et ainsi faire face dans les meilleures conditions possibles aux quelque 460 milliards d’euros d’investissement prévus pour les prochaines dizaines d’années.

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Présenté en marge de la Conférence de Munich sur la sécurité, le nouveau rapport Le lobby européen de l’électricité Eurelectric appelle à « tester en conditions réelles » la robustesse des systèmes électriques européens face aux attaques hybrides

Le lobby européen de l’électricité Eurelectric a profité de la conférence de Munich sur la sécurité pour publier, le 13 février, un rapport intitulé « Battle-tested power systems », que l’on pourrait traduire par « réseaux électriques éprouvés pour le combat ». Eurelectric y expose ses préconisations pour faire face aux menaces physiques et cybernétiques. Et presse les États d’accélérer l’application des textes européens existants et les entreprises à s’adapter immédiatement.

Le rapport constate que les réseaux électriques européens sont devenus des cibles stratégiques dans les guerres hybrides. Les attaques menées contre les infrastructures ukrainiennes depuis 2022 ont montré qu’un système électrique interconnecté, numérisé et de plus en plus dépendant des données peut être fragilisé par des bombardements et des attaques cyber.

Une faible application des textes européens

Et même si l’UE s’est dotée d’un cadre réglementaire prolifique, Eurelectric regrette que son application réelle soit hétérogène. Il appelle à l’application plus concrète de la directive SRI2 (NIS2) sur la cybersécurité, de la directive sur la résilience des entités critiques (CER) et des dispositions de la réforme du marché de l’électricité relatives à la préparation aux crises. L’organisme plaide pour des audits de cybersécurité réguliers, des tests d’intrusion, des exercices de gestion de crise à l’échelle nationale et aux interconnexions, et un meilleur partage des données. Eurelectric plaide également pour une meilleure coordination entre les secteurs de l’énergie, des télécommunications et de la défense, les trois poursuivant de mêmes objectifs.

Enfin, le lobby recommande la constitution de stocks stratégiques d’équipements (notamment de grands transformateurs, difficiles à remplacer rapidement) et la mise en place de chaînes d’approvisionnement sécurisées au sein de l’UE. Les entreprises sont invitées à cartographier leurs dépendances industrielles et à identifier les points de vulnérabilité susceptibles de provoquer des interruptions prolongées.

En cas de cyberattaque majeure ou de panne des réseaux de télécommunications, la formation du personnel et la planification de modes dégradés d’exploitation sont importantes, selon Eurelectric.

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En matière de production d’électricité, la France fait souvent cavalier seul en Europe. Emmanuel Macron vient d’ailleurs de le prouver une nouvelle fois en évoquant la responsabilité du mix électrique espagnol dans le black-out d’avril dernier. Une position à contre-courant du discours européen, qui met en avant le manque d’interconnexions. 

Le black-out de l’année dernière, qui a secoué la péninsule ibérique plus d’une dizaine d’heures, n’a pas fini de faire parler. Si le manque d’interconnexion entre la France et l’Espagne a plusieurs fois été pointé du doigt, en particulier par la Commission Européenne, Emmanuel Macron a profité d’une interview au journal espagnol El País pour donner son avis sur la question. Selon lui, l’origine du black-out n’a rien à voir avec un manque d’interconnexion entre la France et l’Espagne, mais vient plutôt d’un mix électrique largement dominé par les énergies renouvelables.

Le Président français a évoqué un problème structurel, et a indiqué qu’au regard des technologies actuelles, la stabilité du réseau de ne peut pas être assurée quand la production électrique est principalement issue du vent et du soleil.

Une histoire d’inertie des générateurs

Dans les faits, le mix électrique global de l’Espagne n’est pas 100% renouvelable puisque le pays produit 54 TWh par an d’électricité nucléaire, et utilise également du gaz naturel. Néanmoins, la production éolienne est importante avec 62 TWh en 2024, contre 47 TWh pour la France.

L’énergie solaire connaît une croissance fulgurante : de 9 TWh produits en 2019, le pays est passé à 54 TWh en 2024, surpassant largement la France et ses 24 TWh produits la même année. Du fait de cette forte capacité de production, il arrive que sur certaines périodes, les productions solaires et éoliennes dominent largement le mix électrique. Or, ces modes de production ne participent pas à la stabilité du réseau comme le font les machines tournantes des centrales nucléaires, des barrages hydroélectriques ou des centrales thermiques. Ces dernières, quand elles fonctionnent, ont une inertie importante qui maintient la fréquence et la tension du réseau aux valeurs souhaitées. C’est d’ailleurs l’une des forces du réseau électrique français.

De ce fait, la position du Président français se comprend. Néanmoins, il faut bien admettre qu’une augmentation des interconnexions permettrait d’améliorer la stabilité globale du réseau européen, et donc de faire profiter à l’Espagne de la stabilité de la France, tout en favorisant la décarbonation du mix électrique européen.

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Les énergies renouvelables coûtent de l’argent, mais en rapportent aussi beaucoup aux collectivités locales. C’est ce que montre une étude du cabinet Colombus Consulting pour le Syndicat des énergies renouvelables (SER).

Sous le feu des critiques et baisse de leurs objectifs, les renouvelables cherchent à redorer leur image. Alors que la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) leur fait la part moins belle, un rapport publié mardi 17 février montre à quel point les renouvelables rapportent de l’argent aux collectivités. En 2024, toutes les filières réunies ont généré 2,172 milliards d’euros. 1,267 milliards proviennent de la fiscalité directe quand 462 millions viennent de la TVA reversée aux collectivités. Et 443 millions sont liés à la chaîne de valeur des installations, peut-on lire dans l’étude. Elle couvre hydroélectricité, l’éolien terrestre et en mer, le solaire, les méthaniseurs, l’aérothermie et d’autres filières.

L’hydroélectricité domine le classement, avec 641,9 millions d’euros versés aux collectivités. Le solaire est deuxième avec 296 millions puis arrive l’éolien terrestre avec 239,7 millions d’euros. L’éolien en mer ne rapporte que 27,2 millions, il est en train de se développer (encore limité à 500 MW installés). L’aérothermie génère 366,9 millions d’euros, principalement grâce à la TVA sur les pompes à chaleur pour qui ne maîtrise pas ce terme. Le biométhane, avec ses 2 000 méthaniseurs, rapporte 84 millions. C’est largement dû aux exonérations fiscales.

Les communes, premières bénéficiaires

Ces recettes profitent surtout aux communes (32% des recettes, 698,5 millions d’euros) et intercommunalités. 45 % vont aux EPCI. Les départements touchent 15 % et les régions 8 %. Dans certaines petites communes, l’éolien représente jusqu’à 23 % des recettes fiscales. À Saint-Georges-sur-Arnon (Indre) par exemple, les onze éoliennes couvrent 60 % du budget communal.

Regardons les ordres de grandeur. Pour les parcs solaires, un site de 2 MW génère environ 9 000 euros par an, dont 7 000 euros pour la commune. « Une centrale basse chute de 4,5 MW, c’est 63 000 € de recettes fiscales, dont 53 000 € directement pour le bloc communal. En 15 ans, cela permet de financer la construction d’une maison de santé de 400m² » explique Nicolas Goldberg sur LinkedIn. Les méthaniseurs locaux, eux, peuvent dégager 95 000 euros en moyenne pour leur commune.

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Presque un an après le black-out espagnol, on continue de dessiner les contours de ce qui apparaît comme l’une des coupures de courant les plus graves de l’histoire européenne. Au-delà des origines précises de cet incident électrique majeur, des chercheurs ont tenté de préciser le véritable humain de cet évènement. Malheureusement, il semble plus lourd que prévu. 

Le 28 avril 2025, des défaillances du réseau électrique espagnol plongeaient plus de 50 millions de personnes dans le noir pendant près d’une dizaine d’heures. Officiellement, cet incident aurait engendré la mort de 7 à 10 personnes. Une famille aurait notamment été intoxiquée par du monoxyde de carbone suite à l’utilisation d’un groupe électrogène, tandis que le logement d’une personne aurait pris feu à cause de l’utilisation de bougies. Enfin, au moins une personne serait décédée suite au dysfonctionnement d’un équipement médical.

Une augmentation de la mortalité chez les personnes âgées

Mais la réalité pourrait être beaucoup plus sombre. Une équipe espagnole de recherche a analysé les données du système de surveillance de la mortalité, mis en place en 2004 pour évaluer la surmortalité face aux vagues de chaleur. Cette étude, publiée dans la revue médicale Eurosurveillance, montre qu’aucun pic de mortalité n’a été relevé le 28 avril 2025. En revanche, une hausse de 4,2% de la mortalité dans la population générale a été observée dans les 48 heures qui ont suivi. Ce sont plus spécifiquement les personnes âgées de 65 ans à 84 ans qui auraient été touchées, avec une augmentation de la mortalité de 6,9% par rapport à la normale.

Au total, on compterait un excédent de 147 décès durant les 3 jours suivant le 28 avril 2025. Si le lien direct entre cette surmortalité et le black-out ne peut être clairement défini du fait de l’absence de données sur les causes précises de ces décès, le rapport suggère que les conséquences de la panne électrique vont bien au-delà des 10 décès directs annoncés par les médias et par le gouvernement espagnol.

L’importance de sécuriser le réseau électrique

Plusieurs éléments peuvent expliquer cette potentielle surmortalité dans les jours suivant le black-out. D’abord, la chute des télécommunications avec les réseaux mobiles et VOIP en tête a rendu les numéros d’urgence injoignables, retardant l’accès aux soins pour des personnes en situations d’urgence. La rupture de soin a également eu des répercussions sur plusieurs jours avec le blocage des transports sanitaires, ainsi que des problèmes au niveau des équipements médicaux à domicile.

Ce rapport souligne une fois de plus l’importance d’une sécurisation plus importante du réseau électrique, notamment pour soutenir une part de renouvelable non pilotable de plus en plus importante. Pour cela, il semble que les interconnexions, l’augmentation des capacités de stockage et la valorisation des machines tournantes jouent un rôle décisif.

L’article Black-out espagnol : un bilan humain bien plus élevé que prévu ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Repoussé à mai, le grand plan national d’électrification voulu par le gouvernement va entrer en phase de concertation. Quatre groupes de travail sectoriels doivent travailler sur l’accélération de la bascule vers l’électricité dans les transports, le bâtiment, l’industrie et le numérique.

Le calendrier a glissé d’un mois. Annoncé pour avril lors de la présentation de la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3), le « plan électrification » sera finalement dévoilé en mai, a confirmé le gouvernement le 17 février. Problème de timing avec une PPE qui relance la construction de centrales électriques avec le problème de la consommation atone, ce plan veut « donner aux Français le réflexe électricité ».

Stimuler la consommation d’électricité

Dès début mars, quatre groupes de travail seront lancés sur les transports, les bâtiments, l’industrie et le numérique. Les deux premiers seront pilotés par Bercy, les deux autres par le ministère de la Transition écologique. Autour de la table : représentants des filières, élus locaux, parlementaires, acteurs du financement – dont la Caisse des Dépôts –, associations et think tanks.

Côté transport, les députés Jean-Marie Fiévet et Gérard Leseul, déjà rapporteurs d’une mission flash sur la décarbonation des poids lourds, sont cités. Les travaux conduits par Raphaël Schellenberger sur l’électrification de l’industrie leur serviront.

Au-delà des objectifs de production fixés par la PPE, l’enjeu est désormais de stimuler la demande. Pompes à chaleur, véhicules électriques, électrification des procédés industriels : l’exécutif veut lever les freins réglementaires et surtout identifier des leviers incitatifs rapidement activables, hors grandes réformes budgétaires.

Les CEE comme solution

Car le plan est hors projet de loi de finances. Aucune enveloppe n’est annoncée à ce stade. Le gouvernement renvoie vers les certificats d’économie d’énergie (CEE), dont la nouvelle période 2026-2030 a débuté au 1ᵉʳ janvier. Même mode de financement que le four électrique d’ArcelorMittal annoncé en grande pompe par E. Macron. Les CEE ont un avantage, c’est qu’ils ne pèsent pas sur le budget de l’État.

La PPE3 déjà publiée oblige à l’électrification : la part des énergies fossiles dans le mix énergétique devrait passer de 60 % aujourd’hui à 40 % en 2030, l’inverse pour l’électricité. Alors que les importations d’énergies fossiles représentent 60 milliards d’euros par an, c’est un enjeu de souveraineté : les investir dans notre pays ou aggraver notre balance commerciale ?

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L’électrification des usages semble bel et bien en marche, à l’échelle mondiale. C’est le constat que fait l’Agence internationale de l’énergie dans son dernier rapport. Si c’est un pas important vers le zéro carbone, l’AIE pointe du doigt de potentiels freins à cette dynamique comme le manque d’infrastructures et les besoins de flexibilité. 

C’est indubitable : la consommation d’électricité augmente de manière considérable depuis plusieurs années. L’Agence internationale de l’énergie a relevé une augmentation de 4,4% en 2024, puis de 3% en 2025, atteignant 28 199 TWh. L’AIE va même plus loin en anticipant une augmentation de 19% de la consommation mondiale d’électricité d’ici 2030, pour atteindre 33 594 TWh. L’Europe montre de nouveau des signes de croissance de sa consommation électrique après 20 ans de stagnation, mais c’est bien l’Asie pacifique qui montre le plus de dynamisme de ce côté. La Chine devrait représenter à elle seule le tiers de la consommation totale de l’électricité en 2030 avec plus de 12 000 TWh.

Ces chiffres encourageants s’expliquent notamment par une consommation plus importante d’électricité dans le domaine industriel, une hausse du nombre de climatiseurs et surtout une croissance très importante des centres de données et de l’intelligence artificielle.

Les énergies bas-carbone, 50% de l’énergie totale d’ici 2050

La hausse de la production électrique provient en grande partie du développement massif des énergies renouvelables et en particulier du photovoltaïque. Ces dernières ont représenté 33% du mix électrique en 2025, faisant jeu égal avec le charbon (33,6%).

L’AIE prévoit qu’en 2030, énergies renouvelables et nucléaires pourraient représenter 50% de l’énergie totale consommée dans le monde contre 42% aujourd’hui. Néanmoins, pour y parvenir, l’Agence prévient : il ne faudra pas négliger les infrastructures. Du fait d’une influence de plus en plus importante de la météo sur la production électrique, les besoins mondiaux en flexibilités augmentent, et les réseaux électriques sont mis à rude épreuve. La situation est telle qu’on compterait près de 2500 GW de projets en attente de connexion faute de possibilités de raccordement.

Un effort à maintenir

Pour finir, l’AIE pointe également du doigt le tarif de l’électricité, qui ne cesse d’augmenter à un rythme plus élevé que l’augmentation des salaires depuis 2019. Dans ce contexte, l’énergie devient un poids de plus en plus important sur les ménages du monde entier. Dans le même registre, l’électrification du parc automobile est ralentie par des tarifs trop élevés et donc un manque d’accessibilité pour le plus grand nombre. Ainsi, si les chiffres sont encourageants, et que cet Âge de l’électricité se dessine petit à petit, le défi reste colossal.

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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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