Après de récents rapports sur l’hydrogène, ou la gestion d’EDF, la Cour des comptes vient de s’attaquer au soutien public de projets de production d’énergies renouvelables (ENR). Dans son rapport, la Cour des comptes est catégorique : l’impact financier des ENR sur les dépenses publiques est trop important. Mais les syndicats des ENR ne sont pas du même avis. 

La Cour des comptes a passé en revue les aides publiques relatives aux énergies renouvelables, et comme à son habitude, elle a donné son avis tranché sur la situation. Selon l’institution française, le montant de ces aides est trop élevé, en particulier compte tenu de l’état des finances du pays. Il faut dire que sur les huit dernières années, la note a été particulièrement salée. Entre 2016 et 2024, la Cour des comptes a relevé un total de 26,5 milliards d’euros de dépenses, soit en moyenne 2,9 milliards d’euros par an. Ce montant est associé à quelque 87 milliards d’euros d’engagements financiers à long terme.

L’impact du soutien aux ENR est particulièrement variable d’une année à l’autre. En 2022, du fait des prix très élevés de l’énergie, les énergies renouvelables ont même rapporté près de 5 milliards d’euros à l’État. Mais certaines années, la situation est bien plus compliquée. Face à ces montants, la Cour des comptes a fait plusieurs recommandations, à savoir :

• Réaliser un état des lieux des différentes aides avec un audit mené par la CRE,
• Introduire des clauses de révision dans les prochains contrats, pour permettre une mise à jour des conditions en fonction de l’évolution du contexte économique,
• Renforcer le contrôle des producteurs d’énergies renouvelables pour éviter les fraudes.

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Un rapport critiqué par les principaux concernés

Sur le papier, ce rapport semble prêcher le bon sens en proposant une analyse et une rationalisation des différentes aides financières destinées aux producteurs d’énergie renouvelable, afin d’éviter les abus sans remettre en question l’objectif zéro carbone à l’horizon 2050. Néanmoins, le Syndicat des énergies renouvelables (SER) et France Renouvelables ont tout de même tenu à y réagir pour défendre une filière qui a plus que jamais besoin de soutien.

De son côté, le SER a souhaité mettre en perspective les 2,9 milliards d’euros dépensés par an pour les énergies renouvelables, avec les 60 milliards d’euros dépensés chaque année en énergies fossiles. Le SER a d’ailleurs rappelé qu’en 2022, les ENR ont rapporté plusieurs milliards d’euros à l’État tandis que les dépenses en énergies fossiles ont atteint la bagatelle de 124 milliards d’euros. Le SER a également rappelé que la recommandation de la Cour des comptes concernant la lutte contre les fraudes se basait sur 849 suspicions d’écart entre puissance déclarée et puissance réelle. Toujours selon le SER, ces suspicions de fraude ne représentent que 0,1 % des quelques 700 000 contrats de soutiens publics en vigueur.

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Enfin, France Renouvelables a déploré un cadre de développement des projets ENR de plus en plus complexe. Selon le syndicat, la France a le cadre le plus contraignant de toute l’Europe, ce qui a nécessairement un impact négatif sur la compétitivité des projets, leur coût au mégawattheure et donc sur les besoins de soutiens publics. Dans ces conditions, le syndicat propose d’aller plus loin qu’un état des lieux des aides publiques, et souhaite une analyse du cadre de développement des projets ENR en France pour en améliorer la compétitivité, et donc réduire les besoins de soutien public.

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Le gouvernement français a confirmé, lors du cinquième conseil de politique nucléaire le 12 mars, que le Livret A financera en partie le programme des nouveaux réacteurs EPR2.

L’épargne des Français au service d’un grand projet : celui de construire les six nouveaux réacteurs nucléaires EPR2 déjà actés et huit autres optionnels. Mais en quoi peut-il aider à le financer ? Le Livret A est une épargne colossale constituée par 58 millions de Français, qui représente un pactole dormant de 449 milliards d’euros. Le chef de l’État souhaite le mettre au service du programme EPR2, dont le coût est évalué autour de 72 milliards d’euros selon la dernière estimation d’EDF, pour les six premières tranches.

Concrètement, la Caisse des dépôts, gestionnaire du livret A, accordera un prêt bonifié à EDF couvrant 60 % du coût total du programme sur les centrales nucléaires de Penly, Gravelines et Bugey. C’est la stabilité et le faible coût de l’épargne du Livret A, adaptée à des projets d’infrastructures lourdes et à long terme, qui justifient son recours par l’État.

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Une épargne auparavant au service du logement social qui va devoir être partagée

Pour les épargnants, c’est la même sécurité d’épargne : le Livret A garde sa disponibilité et sa garantie de l’État. Ce qui change, en revanche, c’est l’usage de l’argent : une partie des dépôts historiques, auparavant dédiée au logement social et aux collectivités locales, va être, là, mobilisée pour le nucléaire.
Cette concurrence possible entre financement du nucléaire et logement social déplaît à certaines associations, ce à quoi le gouvernement assure que le programme ne mettra pas en danger les missions traditionnelles du Livret A.

Parallèlement, dans ce conseil de politique nucléaire, les grandes lignes du programme EPR2 et le calendrier d’investissement ont été validés avec une première mise en service prévue d’ici 2038. Il a également approuvé le programme aval du futur d’Orano pour renouveler les installations de retraitement et d’entreposage des combustibles nucléaires pour la cohérence du parc actuel avec les futurs EPR2.

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La batterie solaire SolarFlow 800 Plus de Zendure est proposée à 479 €, contre 839 € initialement, soit une réduction de 360 € (43 %). Ce système plug-and-play se destine aux petits foyers cherchant une solution simple et peu coûteuse pour réduire leur facture d’électricité.

Proposée par le pionnier des kits solaires plug & play Zendure, la batterie SolarFlow 800 Plus offre une capacité de 1,92 kWh, suffisante pour répondre à une consommation limitée comme dans un studio ou une petite habitation. Son design compact tout-en-un permet une installation facile, sans travaux électriques majeurs, une caractéristique appréciée des locataires ou personnes en location.

Autonomie modulable et compatibilité solaire

Cette batterie intègre deux entrées MPPT supportant jusqu’à 1 500 W (2 x 750 W) de panneaux photovoltaïques. Sa capacité peut être étendue jusqu’à 11,52 kWh, en empilant des batteries d’extension, ce qui offre une flexibilité selon l’évolution des besoins énergétiques du foyer. Avec une sortie en courant alternatif de 800 W, ce système permet d’alimenter plusieurs appareils domestiques classiques. L’objectif principal est d’optimiser l’autoconsommation d’énergie solaire pour diminuer la dépendance au réseau et ainsi réduire les coûts d’électricité.

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Une remise significative par rapport au prix habituel

Proposé à 479 €, le SolarFlow 800 Plus bénéficie d’une remise de 360 €, soit 43 % de réduction par rapport au tarif initial de 839 €. Sur le marché des petites batteries solaires plug-and-play, cette offre se situe dans la fourchette basse des prix, ce qui peut faciliter l’accès à un système de stockage conforme aux besoins limités sans investissement lourd.

Ce produit correspond particulièrement aux personnes souhaitant débuter leur transition énergétique sans recourir à des installations complexes ou coûteuses, et désirant une solution flexible et évolutive en capacité.

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La bataille continue, entre l’administration Trump et les parcs éoliens offshore. Cette fois, c’est le secteur éolien qui a remporté une bataille grâce à la mise en production d’un parc de plus de 700 MW. 

Depuis son retour à la Maison-Blanche, le président américain Donald Trump mène un combat acharné contre l’éolien, et en particulier l’éolien en mer. Déterminé à empêcher le développement de ces parcs, il a récemment tenté de faire annuler cinq projets en cours de construction sur la côte atlantique en invoquant des problèmes de sécurité nationale.

Il aura fallu un mois à la Justice américaine pour révoquer cette suspension, et permettre la reprise des projets. Les différents porteurs de projet y auront laissé des plumes, à l’image de l’immense Coastal Virginia Offshore Wind, d’une puissance de 2,6 GW, qui a perdu 228 millions de dollars suite à cette suspension. Néanmoins, l’essentiel est préservé, et les parcs pourront bientôt être mis en service.

D’ailleurs, le parc offshore de Rhode Island vient de commencer à produire de l’électricité. Appelé Revolution Wind, ce parc d’une puissance de 704 MW et de 65 éoliennes devrait être entièrement mis en service au second semestre 2026.

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Des dégâts importants pour tout le secteur de l’éolien

Malgré ces nouvelles encourageantes, les attaques diverses et variées ont fortement affaibli le secteur de l’éolien offshore. La situation est notamment due aux nouvelles autorisations fédérales qui sont bloquées. Selon les chiffres, on compterait entre 60 et 100 grands projets éoliens ou photovoltaïques par l’administration.

Certains grands projets de par n’ont pas résisté aux attaques incessantes du président américain. C’est le cas de Atlantic Shores Offshore Wind qui a finalement été annulé en août dernier. Le parc Humboldt Bay Offshore Wind pourrait, lui aussi, mettre la clé sous la porte avec la suppression de près de 422 millions de dollars de subventions sur un budget total de 5 milliards de dollars.

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Pour produire de l’électricité grâce à la force de l’eau, il n’y a pas que les grands barrages alpins. La France possède un grand nombre de petites centrales hydroélectriques qui ne demandent qu’à être rénovées. C’est exactement ce que fait un producteur d’énergie français, spécialisé dans les énergies renouvelables. 

Il y avait de l’agitation, en ce début mars, dans le petit village de Colombier-Fontaine (Doubs). Les habitants ont pu assister à l’installation de deux turbines Kaplan de 11 tonnes pour leur future centrale hydroélectrique. Alimentant autrefois une usine de tissage et filature de coton, elle aura résisté à l’arrêt définitif de cette dernière en 1971. Rachetée en 2015 par Dream Energy, elle est mise à l’arrêt en 2017 suite à un incendie accidentel.

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Des batteries dans l’ancienne filature de coton

Pour la remettre en fonctionnement et même augmenter sa puissance, Dream Energy n’a pas hésité à y investir près de 3 millions d’euros. Cette rénovation d’ampleur, qui nécessite l’assèchement provisoire du bras du Doubs sur lequel se trouve la centrale, a débuté en aout 2025. Maintenant que les deux turbines de 250 kW chacune sont en place, Dream Energy va poursuivre la rénovation en espérant une mise en service en septembre prochain. En plus du remplacement des turbines, le projet comprend une passe à poisson et même un parcours de canoë-kayak.

À terme, le site devrait produire cinq fois plus d’électricité qu’avant pour atteindre 3 gigawattheures (GWh) annuels. C’est l’équivalent de la consommation annuelle de 5 bornes de recharge ultra-rapide 200 kW avec un taux d’utilisation d’environ 30 %, selon nos calculs. D’ailleurs, Dream Energy ne compte pas s’arrêter là et envisage de réinvestir les bâtiments de l’ancienne filature pour y installer des batteries de stockage. Celles-ci permettront d’optimiser la réinjection de l’électricité produite. C’est d’autant plus important que la production devrait varier au fil des saisons, car le site ne dispose pas de retenue d’eau.

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Dream Energy n’en est pas à son coup d’essai

Avec ce projet de rénovation, Dream Energy n’en est pas à son coup d’essai. L’entreprise française a un positionnement unique : elle ambitionne d’installer 4000 points de recharge pour voitures électriques en Europe d’ici 2030, et de les alimenter grâce à un maximum de sites de production d’électricité décarbonée. Pour atteindre cet objectif, l’entreprise a déjà mis en œuvre de nombreux parcs photovoltaïques, et possède plusieurs microcentrales hydroélectriques.

Il y a déjà quelques années, elle avait remplacé les turbines d’une centrale située à Perrigny-sur-l’Ognon, en Côte-d’Or, pour faire passer la production de 0,9 GWh à 2,3 GWh. Elle a également fait l’acquisition du barrage de Baccarat, construit en 1927 et rénové en 2012.

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Recharger une voiture électrique à domicile modifie la facture d’électricité. Heures creuses, offres dédiées, option Tempo : tous les contrats ne se valent pas. Tour d’horizon des offres d’électricité pour voiture électrique réellement adaptées à la recharge en 2026.

Ce qu’il faut retenir en 2026 pour recharger une voiture électrique

Recharger une voiture électrique à domicile reste, en 2026, la solution la plus économique. Mais le choix du contrat d’électricité pèse fortement sur la facture finale. Entre heures creuses, offres dédiées et options spécifiques, les écarts de coût peuvent être significatifs selon les usages.

Dans les faits, quelques enseignements se dégagent clairement.

• La recharge nocturne est déterminante : les contrats avec heures creuses restent les plus adaptés à la majorité des conducteurs.
• Les offres spéciales “voiture électrique” ne sont pas systématiquement les moins chères, malgré un positionnement marketing attractif.
• L’option Tempo d’EDF peut offrir des économies importantes, à condition d’accepter des contraintes fortes en hiver.
• Le prix du kilowattheure ne suffit pas à comparer deux offres : le coût de l’abonnement et les plages horaires jouent un rôle clé.
• Changer de fournisseur reste simple et sans frais, ce qui permet d’adapter son contrat à l’évolution des tarifs.

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Comment nous comparons les offres d’électricité pour voitures électriques en 2026

Comparer les offres d’électricité adaptées à la recharge d’un véhicule électrique ne se limite pas au prix du kilowattheure. Le coût de l’abonnement et les plages horaires jouent un rôle déterminant.

Pour cette comparaison, nous retenons un cas courant : une Tesla Model Y, parcourant 16 000 kilomètres par an, rechargée exclusivement à domicile, principalement la nuit. La consommation annuelle liée à la recharge est estimée à environ 2 500 kWh.

Nous privilégions donc les offres avec heures creuses et les contrats spécifiquement pensés pour la recharge nocturne. Les recharges sur bornes publiques ne sont pas prises en compte. Les prix sont indiqués toutes taxes comprises, abonnement inclus.

Recharge à domicile : quels usages en 2026 ?

Dans la grande majorité des cas, la recharge s’effectue le soir au retour du travail, ou durant la nuit, lorsque les tarifs sont les plus bas. Nous avons donc privilégié les offres avec heures creuses, ainsi que les contrats proposant des plages tarifaires spécifiques à la recharge nocturne. Les recharges en journée ou sur bornes publiques ne sont pas prises en compte dans cette comparaison.

Critères comparés : prix, abonnement, contraintes

Pour chaque offre analysée, nous prenons en compte :

• Le prix du kilowattheure sur les plages les plus favorables à la recharge,
• Le coût annuel de l’abonnement,
• Les contraintes techniques éventuelles, comme l’obligation d’un compteur communicant,
• Les conditions d’accès, notamment liées au type de logement ou au véhicule.

Tous les prix sont indiqués toutes taxes comprises, afin de refléter le coût réel supporté par l’usager.

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Les offres d’électricité classiques adaptées à la recharge d’un véhicule électrique

Il n’est pas nécessaire de souscrire une offre spécifique pour recharger une voiture électrique à domicile. Les contrats classiques avec option heures pleines / heures creuses conviennent dans de nombreux cas, en particulier lorsque la recharge s’effectue la nuit.

Le tarif réglementé de vente d’EDF sert souvent de référence, mais plusieurs offres de marché reposent sur le même principe. Leur intérêt dépend principalement du prix du kilowattheure en heures creuses et du coût de l’abonnement.

Le tarif réglementé d’EDF (option heures pleines / heures creuses)

Le tarif réglementé de vente d’électricité, proposé par EDF, reste en janvier 2026 une référence de comparaison pour les ménages qui rechargent une voiture électrique à domicile. Ses prix sont fixés par les pouvoirs publics, sur proposition de la Commission de régulation de l’énergie.

Avec l’option heures pleines / heures creuses, le prix du kilowattheure est réduit durant huit heures par jour, le plus souvent la nuit. Cette configuration correspond bien aux usages de recharge à domicile, sans condition liée au type de véhicule.

Élément	Valeur en vigueur au 01/02/26
Prix du kWh en heures pleines	0,2065 € TTC
Prix du kWh en heures creuses	0,1579 € TTC
Abonnement mensuel (12 kVA)	23,44 € TTC
Nombre d’heures creuses	8 heures par jour
Avantage spécifique aux véhicules électriques	Aucun

Ce tarif séduit par sa lisibilité et son absence de contraintes spécifiques. En revanche, il n’est pas toujours le plus économique pour les conducteurs capables de concentrer l’essentiel de leur recharge sur des plages horaires encore plus avantageuses proposées par certaines offres de marché.

L’offre « Smart & Green » de Mint Énergie

Mint Énergie commercialise toujours son offre Smart & Green, une offre d’électricité verte à prix fixe pendant deux ans, accessible en option heures pleines / heures creuses.

Critère	Détail
Type d’offre	Prix fixe
Durée	2 ans
Électricité verte	100 % française (GO)
Option HP/HC	Oui
Engagement	Aucun

Tarifs HP/HC – Smart & Green (9 kVA, août 2025)

Élément	Tarif TTC
Abonnement	18,84 €/mois
Heures pleines	0,2081 €/kWh
Heures creuses	0,1635 €/kWh

Offre stable, mais plus chère que le tarif réglementé, surtout en heures pleines.

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L’offre « Elec Référence » 1 an d’Engie

L’offre Elec Référence d’Engie repose sur un prix de fourniture fixe pendant un an, avec une structure tarifaire conforme aux lignes directrices de la CRE.

Critère	Détail
Type d’offre	Prix fixe (fourniture)
Durée	1 an
Électricité verte	Garanties d’Origine
Option HP/HC	Oui
Engagement	Aucun

Tarifs HP/HC – Elec Référence (9 kVA, septembre 2025)

Élément	Tarif TTC
Abonnement	38,95 €/mois
Heures pleines	0,1624 €/kWh
Heures creuses	0,1370 €/kWh

Des prix du kWh compétitifs, mais une lecture difficile et des composantes susceptibles d’évoluer (TURPE, obligations).

L’offre « Éco Fixe » d’ENI (Plenitude)

ENI (Plenitude) propose toujours son offre Éco Fixe, avec des prix bloqués pendant un an, accessible en option heures pleines / heures creuses.

Critère	Détail
Type d’offre	Prix fixe
Durée	1 an
Électricité verte	Garanties d’Origine
Option HP/HC	Oui
Engagement	Aucun

Tarifs HP/HC – Éco Fixe (9 kVA, décembre 2025)

Élément	Tarif TTC
Abonnement	271,33 €/an
Heures pleines	0,2167 €/kWh
Heures creuses	0,1699 €/kWh

Des tarifs supérieurs au tarif réglementé, y compris en heures creuses, ce qui limite l’intérêt pour la recharge d’un véhicule électrique.

Comparatif des offres heures pleines / heures creuses début 2026

Le tableau ci-dessous compare les principales offres d’électricité classiques compatibles avec la recharge d’un véhicule électrique, en option heures pleines / heures creuses. Les tarifs sont indiqués à titre de référence pour une puissance de 9 kVA.

Offre	Fournisseur	Abonnement	HP (€/kWh)	HC (€/kWh)	Prix fixes	Électricité verte
Tarif réglementé HP/HC	EDF	240 €/an	0,21	0,16	Non	Nucléaire / hydraulique
Smart & Green	Mint Énergie	226,08 €/an	0,2081	0,1635	2 ans	Oui (100 % France)
Elec Référence	Engie	38,95 €/an	0,1624	0,1370	1 an	Oui (GO)
Éco Fixe	ENI (Plenitude)	271,33 €/an	0,2167	0,1699	1 an	Oui (GO)

Ce comparatif montre que les offres classiques HP/HC restent proches du tarif réglementé et ne proposent pas d’avantage spécifique pour la recharge d’un véhicule électrique. Leur intérêt repose surtout sur la stabilité des prix ou l’origine de l’électricité.

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Les offres d’électricité spécialement conçues pour les voitures électriques

Avec la montée en puissance des véhicules électriques, certains fournisseurs ont développé des offres spécifiquement pensées pour la recharge à domicile. Leur principe est d’encourager la recharge lorsque la demande sur le réseau est la plus faible, en proposant des tarifs plus avantageux sur des plages horaires ciblées.

Contrairement aux offres classiques en heures pleines / heures creuses, ces contrats introduisent souvent :

• des heures creuses étendues ou des heures super creuses,
• des conditions d’éligibilité liées au logement ou au véhicule,
• l’obligation d’un compteur communicant,
• parfois un pilotage de la recharge via une application.

Ces offres peuvent permettre de réelles économies, à condition de pouvoir adapter ses usages. À l’inverse, une recharge en dehors des plages prévues peut rapidement annuler leur intérêt.

Dans cette section, nous passons en revue les offres dédiées encore pertinentes début 2026, ainsi que celles devenues marginales ou supprimées, afin d’évaluer leur intérêt réel pour les conducteurs de voitures électriques.

L’offre « Vert Électrique Auto » d’EDF

EDF commercialise toujours son offre Vert Électrique Auto, spécifiquement destinée aux propriétaires de véhicules électriques ou hybrides rechargeables. Elle repose obligatoirement sur l’option heures pleines / heures creuses, avec un prix du kWh identique quelle que soit la puissance souscrite.

Critère	Détail
Type d’offre	Offre dédiée aux véhicules électriques
Public concerné	Particuliers uniquement
Option tarifaire	Heures pleines / heures creuses obligatoire
Électricité verte	Oui (99 % hydraulique – Garanties d’Origine)
Engagement	Aucun
Indexation	Prix de marché
Compteur Linky	Fortement recommandé
Prix du kWh	Identique quelle que soit la puissance souscrite

Structure tarifaire – Vert Électrique Auto

Puissance souscrite	Abonnement mensuel	Heures pleines	Heures creuses
6 kVA	15,74 €	0,2219 € / kWh	0,1290 € / kWh
9 kVA	19,81 €	0,2219 € / kWh	0,1290 € / kWh
12 kVA	23,76 €	0,2219 € / kWh	0,1290 € / kWh
15 kVA	27,49 €	0,2219 € / kWh	0,1290 € / kWh

Verdict : Vert Électrique Auto reste une offre simple et lisible pour les conducteurs rechargeant majoritairement la nuit. Son principal intérêt réside dans la stabilité d’EDF et l’électricité verte hydraulique, mais ses tarifs sont généralement plus élevés que le tarif réglementé à usage équivalent.

L’offre « Charge’Heures » de TotalEnergies

TotalEnergies commercialise toujours son offre Charge’Heures, spécifiquement conçue pour encourager la recharge des véhicules électriques au cœur de la nuit. Elle introduit un troisième niveau tarifaire, les heures super creuses, encore moins chères que les heures creuses classiques.

Critère	Détail
Type d’offre	Offre dédiée véhicules électriques
Structure tarifaire	Heures pleines / heures creuses / heures super creuses
Électricité verte	Oui (Garanties d’Origine)
Engagement	Aucun
Indexation	Prix révisables
Compteur Linky	Obligatoire
Offre dédiée VE	Oui

Tarifs Charge’Heures (TTC – 9 kVA)

Type d’heures	Prix du kWh
Heures pleines	0,2162 € / kWh
Heures creuses	0,1651 € / kWh
Heures super creuses (2 h – 6 h)	0,1261 € / kWh

Abonnement (9 kVA)	Tarif
Mensuel	20,52 € TTC

Verdict : l’offre Charge’Heures est très performante pour une recharge strictement nocturne, notamment pendant les heures super creuses. Elle perd en intérêt si une part importante de la recharge s’effectue en heures pleines.

Des offres dédiées encore commercialisées, mais peu répandues

L’offre « Elec Smart Charge » de Sowee

Sowee, filiale d’EDF, propose l’offre Elec Smart Charge, destinée aux propriétaires de véhicules électriques souhaitant optimiser la recharge à domicile. Contrairement aux offres à plages tarifaires spécifiques, son intérêt repose à la fois sur une offre d’électricité à prix fixe et sur un service de pilotage de la recharge via l’application Mobilize Smart Charge.

Caractéristiques principales (début 2026)

Critère	Détail
Type d’offre	Offre dédiée aux véhicules électriques
Structure tarifaire	Option heures pleines / heures creuses
Durée de prix garanti	2 ans
Électricité verte	Oui (Garanties d’Origine)
Engagement	Aucun
Compteur Linky	Requis
Spécificité VE	Pilotage automatique de la recharge

Tarifs de l’offre Elec Smart Charge – option HP/HC (TTC)

Grille applicable à partir du 1er octobre 2025 – exemple pour 9 kVA

Puissance	Abonnement mensuel	Prix du kWh heures pleines	Prix du kWh heures creuses
9 kVA	19,85 €	0,2052 €	0,1614 €

Les tarifs du kWh et de l’abonnement sont fixes pendant deux ans. Ils sont identiques à ceux de l’offre Élec’ Prix Fixe 2 ans de Sowee, le bénéfice spécifique pour les véhicules électriques provenant du pilotage intelligent de la recharge.

Verdict : l’offre Elec Smart Charge peut convenir aux conducteurs disposant d’un véhicule compatible comme les Twingo E-Tech ou les Zoé E-tech produites après le 29 octobre 2020 et acceptant le pilotage automatique. Les tarifs restent cependant supérieurs à certaines offres dédiées comme Charge’Heures pour une recharge strictement nocturne.

L’offre « Voiture Électrique » d’Ekwateur

Ekwateur propose une offre spécifiquement destinée aux propriétaires de véhicules électriques, reposant sur une option heures pleines / heures creuses avec un différentiel tarifaire très marqué. L’objectif est clair : rendre la recharge nocturne particulièrement attractive, au prix d’un kWh élevé en heures pleines.

Critère	Détail
Type d’offre	Offre dédiée aux véhicules électriques
Public concerné	Particuliers
Structure tarifaire	Heures pleines / heures creuses
Électricité verte	Oui (Garanties d’Origine)
Engagement	Aucun
Indexation	Prix de marché
Compteur Linky	Obligatoire

Tarifs de l’offre Voiture Électrique d’Ekwateur – option HP/HC (TTC)

Puissance souscrite	Abonnement mensuel	Prix du kWh heures pleines	Prix du kWh heures creuses
6 kVA	18,80 €	0,2920 €	0,1340 €
9 kVA	22,90 €	0,2920 €	0,1340 €
12 kVA	27,00 €	0,2920 €	0,1340 €

Les tarifs en heures pleines figurent parmi les plus élevés du marché, tandis que le prix du kWh en heures creuses reste compétitif pour la recharge nocturne d’un véhicule électrique.

Verdict : l’offre Voiture Électrique d’Ekwateur peut convenir à des profils très spécifiques, rechargeant quasi exclusivement la nuit et limitant fortement leur consommation en heures pleines. Pour un usage domestique plus équilibré, le surcoût en heures pleines réduit fortement son intérêt.

Comparatif des principales offres d’électricité pour voitures électriques (début 2026)

Offre	Type d’offre	Heures creuses avantageuses	Prix HC (€/kWh TTC)	Contraintes principales
EDF Vert Électrique Auto	Dédiée VE	Heures creuses classiques	0,1290 €	HP élevées, Linky recommandé
TotalEnergies Charge’Heures	Dédiée VE	Heures super creuses (2h–6h)	0,1261 €	Recharge à programmer strictement la nuit
Sowee Elec Smart Charge	Dédiée VE + service	Heures creuses classiques	0,1614 €	Véhicule compatible, pilotage requis
Ekwateur Voiture Électrique	Dédiée VE	Heures creuses classiques	0,1340 €	HP très élevées, usage diurne pénalisant

Ce tableau met en évidence que les offres les plus intéressantes pour la recharge d’un véhicule électrique sont celles permettant de concentrer la consommation sur des plages nocturnes bien définies. En contrepartie, elles imposent souvent des contraintes fortes sur les usages en heures pleines.

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Heures creuses, heures super creuses, Tempo : quelles options sont réellement avantageuses en 2026 ?

 

Option Tempo d’EDF : avantageuse mais exigeante

L’option Tempo du tarif réglementé d’EDF repose sur une tarification variable selon la tension du réseau. Elle alterne des jours bleus, blancs et rouges, avec des écarts de prix très marqués. Pour la recharge d’un véhicule électrique, elle peut devenir très économique, à condition d’être extrêmement discipliné.

Type de jour	Prix kWh Heures creuses TTC	Prix kWh Heures pleines TTC
Jour bleu	≈ 0,13 €	≈ 0,16 €
Jour blanc	≈ 0,15 €	≈ 0,18 €
Jour rouge	≈ 0,18 €	≈ 0,67 €

Les jours rouges, concentrés en hiver, rendent toute recharge en heures pleines prohibitive. À l’inverse, les jours bleus et blancs permettent une recharge nocturne très compétitive, souvent moins chère que les offres dédiées aux véhicules électriques.

Verdict : l’option Tempo est réservée aux conducteurs très flexibles, capables de programmer strictement leur recharge et de suspendre toute consommation les jours rouges. Mal maîtrisée, elle peut fortement pénaliser la facture.

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Quelle est la meilleure offre d’électricité selon votre profil de conducteur

Le choix d’une offre d’électricité pour recharger une voiture électrique dépend avant tout de votre usage réel. Kilométrage annuel, fréquence de recharge, équipement à domicile et flexibilité des horaires influencent fortement le coût final. Le tableau ci-dessous permet d’identifier rapidement l’offre la plus cohérente selon votre profil.

Profil de conducteur	Usage principal	Offres les plus adaptées	Niveau de contrainte
Petit rouleur rechargeant uniquement la nuit	Recharge nocturne occasionnelle	Tarif réglementé EDF HP/HC, offres HP/HC classiques	Faible
Conducteur régulier avec wallbox à domicile	Recharge fréquente et programmée	EDF Vert Électrique Auto, TotalEnergies Charge’Heures	Moyenne
Gros rouleur très flexible	Recharge majoritairement nocturne et décalable	Option Tempo EDF, heures super creuses	Élevée
Recharge occasionnelle à domicile	Complément à la recharge publique	Offre classique sans option spécifique	Très faible

Dans la majorité des cas, une offre heures pleines / heures creuses bien choisie reste suffisante. Les offres dédiées aux véhicules électriques deviennent réellement intéressantes lorsque la recharge est fréquente et bien programmée.

Quelles conditions pour accéder aux offres “voiture électrique” en 2026

Les offres d’électricité spécifiquement conçues pour la recharge des véhicules électriques ne sont pas accessibles à tous les consommateurs. En 2026, les fournisseurs imposent encore plusieurs conditions, destinées à s’assurer que ces contrats sont bien utilisés pour leur usage initial.

Condition	Exigence la plus courante
Type de véhicule	Voiture électrique ou hybride rechargeable
Justificatif demandé	Carte grise au nom du titulaire du contrat
Type de logement	Maison individuelle le plus souvent
Compteur électrique	Compteur Linky requis ou fortement recommandé
Données de consommation	Accès au suivi horaire ou demi-horaire

Ces conditions varient selon les fournisseurs, mais elles visent toutes à encourager une recharge majoritairement nocturne et à mieux adapter l’approvisionnement électrique aux besoins du réseau.

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Les précautions à prendre avant de changer d’offre d’électricité

Changer d’offre d’électricité pour recharger une voiture électrique peut permettre de réduire sensiblement la facture, mais certaines formules comportent des contraintes ou des risques mal identifiés au moment de la souscription. Avant de vous engager, plusieurs points méritent une attention particulière.

Prix fixes, révisions tarifaires et durée d’engagement

Les offres à prix fixe garantissent un tarif du kWh et de l’abonnement pendant une durée limitée, généralement un ou deux ans. Cette stabilité protège contre les hausses à court terme, mais elle peut devenir pénalisante si les prix du marché ou le tarif réglementé baissent. Il est donc essentiel de vérifier les conditions d’évolution à l’issue de la période de garantie.

En pratique, la majorité des contrats restent sans engagement et peuvent être résiliés à tout moment. En revanche, les nouveaux tarifs appliqués après la période initiale peuvent s’avérer nettement moins avantageux si aucune vigilance n’est exercée.

Attention aux kWh très bas en heures creuses

Un prix du kWh très attractif en heures creuses peut masquer un abonnement élevé ou des heures pleines fortement surtaxées. Pour un foyer qui ne parvient pas à concentrer l’essentiel de sa consommation sur les plages nocturnes, le gain espéré peut rapidement disparaître.

Avant de souscrire, il est indispensable d’évaluer la part réelle de la consommation du logement en heures creuses, et pas uniquement celle liée à la recharge du véhicule électrique.

Quand changer de fournisseur reste pertinent

Changer de fournisseur est particulièrement pertinent lorsque la recharge du véhicule est fréquente, bien programmée et représente une part significative de la consommation annuelle. À l’inverse, pour une recharge occasionnelle, les économies réalisées peuvent rester marginales.

Enfin, le marché des offres d’électricité évolue rapidement. Certaines formules dédiées aux véhicules électriques peuvent être modifiées ou retirées sans préavis, ce qui impose de réévaluer régulièrement la pertinence de son contrat.

Questions fréquentes sur l’électricité et la recharge des voitures électriques

Quelle est l’option tarifaire la plus intéressante pour recharger une voiture électrique ?

Dans la majorité des cas, l’option heures pleines / heures creuses reste la plus adaptée, à condition de recharger principalement la nuit. Les options plus complexes, comme les heures super creuses ou Tempo, peuvent être avantageuses pour les profils très flexibles.

Une offre dédiée aux voitures électriques est-elle toujours plus rentable ?

Non. Ces offres deviennent réellement intéressantes lorsque la recharge est fréquente et bien programmée. Pour une recharge occasionnelle, une offre classique peut suffire.

L’électricité verte est-elle réellement plus chère pour recharger un véhicule électrique ?

Les écarts de prix entre électricité verte et non verte se sont réduits ces dernières années. En pratique, le coût dépend davantage de l’option tarifaire choisie que de l’origine de l’électricité.

Peut-on changer d’offre d’électricité facilement lorsque l’on possède une voiture électrique ?

Oui. Les particuliers peuvent changer de fournisseur à tout moment et sans frais. Il est toutefois recommandé de vérifier régulièrement les nouvelles conditions tarifaires proposées à l’issue d’une période de prix fixe.

Les offres actuelles resteront-elles valables dans les prochaines années ?

Le marché de l’électricité évolue rapidement. Certaines offres dédiées aux véhicules électriques peuvent être modifiées ou retirées, ce qui rend nécessaire une veille régulière et une remise à plat de son contrat.

La recharge d’une voiture électrique peut-elle peser lourdement sur la facture ?

Oui, surtout en cas de recharge en heures pleines avec un tarif élevé. Une bonne programmation permet toutefois de limiter fortement l’impact sur la facture annuelle.

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Vous avez une question spécifique ou un retour d’expérience à partager sur la recharge à domicile et les offres d’électricité ? N’hésitez pas à laisser un commentaire sous cet article ou à rejoindre le forum de Révolution Énergétique pour échanger avec la communauté.

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La majorité des panneaux photovoltaïques installés en France proviennent encore d’Asie. Pourtant, la filière industrielle française se réorganise. Fabrication bas-carbone, relocalisation et souveraineté énergétique : quelles marques produisent réellement en France en 2026 ? Et avec quel impact environnemental ?

Le solaire est une énergie renouvelable, mais sa fabrication n’est pas neutre. Les cellules photovoltaïques sont composées de silicium, dont la transformation nécessite une forte consommation d’électricité. Or, l’empreinte carbone d’un panneau dépend largement du mix électrique utilisé lors de sa fabrication. C’est là que la production française peut faire la différence.

Quel est l’impact carbone des panneaux solaires fabriqués en France ?

Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), environ 60 % de l’électricité utilisée dans la fabrication mondiale des panneaux solaires provient encore du charbon. Cette étape concerne surtout la production des lingots et wafers de silicium.

En Europe, l’empreinte carbone d’un module photovoltaïque est estimée entre 25 et 45 gCO₂/kWh sur l’ensemble de son cycle de vie. Pour des modules issus de régions très carbonées, elle peut dépasser 60 gCO₂/kWh. La France bénéficie d’un mix électrique largement bas-carbone. Produire des panneaux sur le territoire réduit donc mécaniquement leur empreinte environnementale. Le transport ne représente qu’environ 3 % des émissions totales selon l’AIE. L’essentiel se joue lors de la fabrication. Enfin, un panneau solaire compense l’énergie nécessaire à sa production en 1 à 1,5 an selon l’ADEME. Sa durée de vie dépasse 30 ans. Opter pour une fabrication française constitue donc un levier pertinent pour réduire l’empreinte carbone du photovoltaïque.

Un panneau solaire « made in France » est-il vraiment 100 % français ?

Dans la majorité des cas, l’expression signifie que l’assemblage du module est réalisé en France. Les cellules, wafers et lingots restent souvent importés.

Origine des composants d’un panneau fabriqué en France

Composant	Origine majoritaire en 2026
Lingots de silicium	Chine
Wafers	Chine / Asie
Cellules	Chine ou Europe selon fabricant
Assemblage du module	France

Quelques industriels cherchent toutefois à relocaliser l’ensemble de la chaîne de valeur. La capacité européenne reste limitée, mais plusieurs projets sont en cours.

Liste des fabricants de panneaux solaires fabriqués en France en 2026

Fabricant	Localisation	État	Spécificité	Cellules françaises ?
Photowatt	Isère	Liquidé 🔴	Intégration lingots et wafers	Partiellement
Voltec Solar	Alsace	Actif 🟢	Faible empreinte carbone	Assemblage France
Systovi	Loire-Atlantique	Liquidé 🔴	Panneaux aérovoltaïques	Assemblage France
DualSun	Ain	Actif 🟢	Panneau hybride Spring	Oui, pour la gamme Spring
Carbon	Fos-sur-Mer	Projet 🟡	Usine de très grande capacité	Objectif production complète

Combien coûtent des panneaux solaires fabriqués en France ?

Le prix d’une installation résidentielle varie généralement entre 1 700 et 2 500 € par kWc installé. Les panneaux fabriqués en France peuvent afficher un surcoût de 5 à 15 % par rapport à des modules asiatiques standards. Le temps de retour sur investissement se situe en moyenne entre 8 et 12 ans selon l’ensoleillement et le taux d’autoconsommation.

Les panneaux solaires français sont-ils éligibles aux aides ?

L’origine du module n’influence pas l’accès à la plupart des dispositifs nationaux. Une installation réalisée par un professionnel RGE permet d’accéder :

• à la prime à l’autoconsommation
• au tarif d’achat via EDF OA
• à la TVA réduite à 10 % pour les installations ≤ 3 kWc
• à la TVA réduite à 5,5 % pour les panneaux répondant à certains critères stricts

Le recours à un installateur qualifié reste déterminant pour sécuriser l’investissement.

FAQ – Panneaux solaires fabriqués en France

Existe-t-il des panneaux solaires 100 % français ?

Très peu d’acteurs maîtrisent l’ensemble de la chaîne, du silicium à l’assemblage. La majorité des panneaux fabriqués en France utilisent encore des composants importés.

Les panneaux solaires français sont-ils plus écologiques ?

Oui, en raison d’un mix électrique bas-carbone lors de leur fabrication. Leur empreinte carbone peut être inférieure à celle de modules produits dans des régions très carbonées.

Les panneaux français sont-ils plus chers ?

Un léger surcoût est observé. Il reste généralement compris entre 5 et 15 % selon les modèles.

Quelle est la durée de vie d’un panneau solaire ?

La durée de vie dépasse souvent 30 ans. Les garanties fabricants varient entre 20 et 30 ans selon les gammes.

La France peut-elle devenir indépendante dans le solaire ?

Plusieurs projets industriels visent à relocaliser la production. La dépendance reste forte, comme nous l’expliquions dans notre analyse sur la dépendance aux panneaux photovoltaïques chinois.

Faut-il privilégier des panneaux solaires fabriqués en France en 2026 ?

Choisir des panneaux solaires fabriqués en France répond à plusieurs enjeux. La fabrication locale permet de réduire l’empreinte carbone du module grâce à un mix électrique largement décarboné. Ensuite, privilégier une production nationale soutient la réindustrialisation du territoire. Plusieurs projets de giga-usines, notamment à Fos-sur-Mer, visent à relocaliser la production de cellules et de modules.

Cependant, la filière reste encore dépendante des importations asiatiques pour certains composants stratégiques, en particulier les wafers et les lingots de silicium. Par ailleurs, le surcoût observé à l’achat demeure limité. Dans la plupart des cas, il représente moins de 15 % du prix total de l’installation. Ainsi, pour un particulier, le choix dépend surtout de ses priorités : minimiser son empreinte carbone, soutenir l’industrie française ou optimiser strictement son budget.

Enfin, il convient de rappeler que le recyclage progresse également en France, comme le montre notre reportage dans une usine de recyclage de panneaux solaires. La question n’est donc plus seulement d’installer du solaire, mais de structurer une filière cohérente sur l’ensemble de son cycle de vie.

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Stocker la chaleur pour de longues durées est une gageure. Mais, en Californie, une équipe de chercheurs vient d’inventer un fluide qui pourrait y parvenir. Et plus étonnant encore, il est inspiré d’une brique fondamentale du vivant : l’ADN.

Parmi nos utilisations de l’énergie, c’est bel et bien la chaleur qui tient le haut du podium. À l’échelle mondiale, en 2024, ce sont près de 220 EJ (exajoule, c’est-à-dire un milliard de milliards de joules) de chaleur qui ont été consommés, selon les chiffres de l’Agence internationale de l’énergie (IEA). Et ce aussi bien pour les procédés industriels que pour le chauffage de bâtiments. Cela représente près de la moitié de la demande finale d’énergie, et cela fait de la chaleur le premier poste de consommation d’énergie.

En matière de transformation énergétique, on peut ainsi percevoir facilement toute l’importance de la chaleur. Or, en matière de chaleur, nous disposons d’une source abondante : notre soleil. Et cela justifie bien sûr tout l’intérêt de la filière du solaire thermique. Problème : cette énergie est abondante en été, tandis que la chaleur, nous en avons besoin aussi, et surtout, en hiver. Et il est difficile de stocker cette chaleur pendant une saison entière sans qu’il ne se produise trop de pertes.

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Stocker la chaleur dans des réactions chimiques

Certains parient sur la géothermie et les batteries thermiques souterraines. D’autres étudient des fluides particuliers destinés à stocker la chaleur pendant des mois ; c’est le concept dit MOST (pour Molecular solar thermal storage, soit stockage thermique moléculaire). Et c’est à propos d’un tel système qu’une équipe de l’université de Californie à Santa Barbara vient de communiquer une découverte qui pourrait être révolutionnaire.

Son invention ? Un fluide capable de stocker la chaleur du soleil avec des pertes minimales. Jusqu’à maintenant, les résultats ont été décevants. Mais l’équipe de chercheurs a trouvé une astuce, et cette astuce réside dans les mécanismes de réparation de l’ADN.

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La réaction de l’ADN aux rayonnements UV

Lorsque notre ADN est soumis au rayonnement ultraviolet (UV) du soleil, il se produit une lésion, caractérisée par la liaison de bases adjacentes de l’ADN. L’accumulation de ces lésions conduit à former une structure appelée « Dewar », laquelle est très néfaste pour notre santé, et peut conduire à former des cancers. Mais dans ce fluide destiné à stocker la chaleur, ce mécanisme biochimique peut amener à une toute autre conséquence : il peut permettre de stocker de la chaleur. Et ce n’est pas anecdotique : jusqu’à 1,65 MJ/kg (soit environ 0,5 kWh/kg).

Dans la revue Science, les chercheurs ont pu démontrer que la substance pouvait garder la moitié de la chaleur stockée pendant près de cinq cent jours – donc suffisant pour du stockage saisonnier. Par ailleurs, ils ont pu constater une réversibilité presque parfaite au cours de 20 cycles de charge-décharge.

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Ce ne sera pas pour tout de suite

Les chercheurs relèvent toutefois un inconvénient majeur de leur invention : elle ne peut capter que la part UV du spectre solaire (entre 300 et 310 nm), soit moins de 5 % de la lumière reçue de notre étoile. Combiné au faible rendement de conversion des photons en chaleur stockée, cela implique que le rendement total par unité de surface exposée au soleil sera faible.

Mais l’ensemble des avantages milite à poursuivre les recherches. La substance, en effet, est peu dangereuse pour la santé ou l’environnement, au regard de ses alternatives qui utilisent des solvants toxiques. En outre, elle est très stable, donc en principe sécuritaire, limitant les risques d’une décharge brutale de la chaleur stockée.

Les auteurs précisent que leur concept nécessitera encore de nombreux travaux de mise au point, notamment au regard de l’optimisation des différentes étapes du procédé. Mais leurs résultats apportent une piste nouvelle et d’importance pour la transition énergétique. Aurons-nous un jour sur nos toits des capteurs solaires thermiques où circule un fluide constitué de molécules d’ADN, comme une sorte de sang solaire transportant l’énergie dans toute notre maison ? Une vision pour le moins saisissante.

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Les chercheurs multiplient les pistes pour améliorer la captation de l’énergie solaire. À Séoul, une équipe a mis au point un revêtement capable d’absorber un très large spectre du rayonnement solaire, ce qui était auparavant impossible. Cela pourrait conduire à des panneaux thermiques ou thermoélectriques nettement plus efficaces.

Les technologies actuelles ne permettent pas d’exploiter l’ensemble de l’énergie solaire qui atteint la surface de la Terre. Le rayonnement solaire se compose d’ultraviolets (3 à 5 %), de lumière visible (40 à 45 %) et de rayonnement infrarouge (50 à 55 %). Or, la plupart des dispositifs énergétiques ne captent qu’une partie de ce spectre. Une fraction importante de l’énergie solaire ne peut être ni convertie en électricité ni transformée en chaleur utile, et se dissipe simplement dans l’environnement.

Les cellules photovoltaïques convertissent principalement la lumière visible ainsi qu’une partie du proche infrarouge. Les technologies solaires thermiques parviennent à capter une portion plus large du spectre, mais elles ne sont toutefois pas exemptes de pertes. Les surfaces absorbantes réémettent une partie de l’énergie captée sous forme de rayonnement thermique.

C’est là qu’intervient donc cette nouvelle technologie que les scientifiques appellent les « supraballs ». Développée par une équipe de chercheurs de la KU-KIST Graduate School of Converging Science and Technology, en Corée, elle pourrait permettre de capter une part beaucoup plus importante du rayonnement solaire.

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Absorber jusqu’à environ 90 % du spectre solaire.

Cette technologie prend la forme d’un nouveau type de revêtement solaire. Elle est composée de minuscules sphères constituées de milliers de nanoparticules d’or qui s’assemblent spontanément pour former ces structures. Une fois déposées sur une surface, ces supraballs forment un film qui serait capable d’absorber jusqu’à 90 % du spectre solaire.

Le fonctionnement du système repose sur un phénomène propre aux nanoparticules d’or, appelé résonance plasmonique. Lorsqu’elles sont exposées à la lumière, les électrons présents dans ces particules se mettent à osciller. Ce phénomène permet de piéger et d’absorber efficacement l’énergie lumineuse sur une large gamme de longueurs d’onde.

Outre leur forte capacité d’absorption, ces structures présentent également l’avantage d’être relativement simples à produire, ce qui pourrait faciliter leur déploiement à grande échelle. Les chercheurs envisagent notamment leur utilisation dans les systèmes solaires thermiques et thermoélectriques, mais aussi dans des capteurs hybrides photovoltaïques-thermiques.

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Le volte-face est saisissant. Longtemps considéré comme une source d’énergie presque anecdotique à l’échelle de la planète, le nucléaire poursuit son retour en force. Preuve de cette nouvelle dynamique, de nouveaux pays viennent de rejoindre la déclaration de triplement des capacités nucléaires mondiales d’ici 2050. 

Le 2 décembre 2023, lors de la COP 28 de Dubaï, 25 pays dont la France appelaient au triplement des capacités nucléaires dans le monde entre 2020 et 2050. À l’époque, cette déclaration avait fait réagir car les signaux autour du secteur du nucléaire paraissaient contradictoires. Mais les deux dernières années ont donné raison à cette déclaration, et la liste des signataires s’est allongée.

À l’occasion du deuxième sommet pour l’énergie nucléaire, qui vient de se tenir à Paris, 5 pays supplémentaires ont ainsi rejoint la liste des signataires, à savoir la Chine, l’Afrique du Sud, la Belgique, le Brésil et l’Italie. Voici la liste complète des 38 pays ayant signé l’accord, par ordre alphabétique :

Rappelons que si cette déclaration n’est pas associée à des engagements politiques ou des calendriers, elle témoigne d’un soutien politique international en faveur du nucléaire. À l’échelle de chaque pays, cette déclaration vise à accélérer les financements publics et privés pour les projets nucléaires, ainsi qu’un développement nucléaire responsable, en phase avec les priorités de chaque pays.

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Le vent continue de tourner

Ces signatures symbolisent le changement majeur qui se produit autour du nucléaire à l’échelle mondiale. Sur les cinq derniers signataires de la déclaration, deux d’entre eux avaient pourtant décidé de sortir du nucléaire. Pour l’Italie, cette décision avait été prise dès 1987 suite à l’accident de Tchernobyl. En 2011, la population était encore largement opposée au nucléaire puisqu’un référendum sur la relance du nucléaire avait été rejeté en bloc. En Belgique, la sortie du nucléaire avait été votée en 2003, mais a finalement été annulée en 2025 malgré la fermeture de quelques réacteurs.

Enfin, sur les 38 signataires, 13 ne disposent pas de réacteur en service mais ont pour projet d’en développer. On notera que la majorité de ces pays sont en Afrique, et que de grands acteurs du nucléaire comme l’Inde ou la Corée du Sud sont encore absents de cette liste, sans parler de la Russie.

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Les toits solaires sont rarissimes en Europe. La faute, notamment, à une faible concurrence et donc des prix élevés. L’arrivée sur le marché d’un nouvel acteur chinois assez réputé pourrait changer la donne. Connu pour ses kits et batteries solaires, Jackery s’apprête à lancer des tuiles photovoltaïques à des tarifs a priori cassés, comparé au célèbre toit solaire Tesla.

Fin de partie pour le Tesla Solar Roof ? Alors qu’il n’est toujours pas commercialisé en Europe malgré presque une décennie d’attente, le toit solaire de la marque américaine pourrait ne jamais y débarquer. La cause ? Son prix particulièrement élevé, incapable de rivaliser avec une concurrence chinoise émergente et trépidant à l’idée de conquérir le Vieux Continent. Jackery, l’un de ces fabricants chinois qui propose déjà des panneaux solaires et batteries un peu partout dans le monde, devrait commercialiser sa tuile solaire Solar Saga en Europe « courant 2026 », nous a confié un représentant présent sur le salon Open Energies de Lyon.

Deux fois moins cher que Tesla

S’il n’a pas pu avancer de tarif, une toiture solaire de Jackery devrait coûter à minima deux fois moins cher que le Tesla Solar Roof, voire davantage sur les très grandes installations. La marque, qui a dévoilé sa tuile solaire début 2025, présentait un exemplaire sur le salon lyonnais. Nous avons pu y jeter un œil. Il s’agit d’une tuile photovoltaïque d’aspect totalement lisse et plutôt basique, très éloignée de l’Invisible Solar du fabricant italien Dyaqua, qui imite parfaitement la tuile en terre cuite, de la Generon, du fabricant hongrois Terran, ou encore de la Solaris du suisse Freesuns. Toutefois, si la différence esthétique est frappante de près, elle l’est moins de loin, et l’argument du prix devrait primer au moment de signer un devis pour une toiture photovoltaïque.

La tuile solaire Jackery devrait également se distinguer par son rendement annoncé de 25 %, qui est déjà très élevé pour un panneau solaire classique, et donc inouï pour un tel produit. Un module, qui remplace trois tuiles traditionnelles, mesure 72 cm de large et 43 cm de long pour 3,5 cm d’épaisseur. Sa masse par mètre carré est de 16,8 kg, contre habituellement 40 kg/m² pour des tuiles en terre cuite.

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De 38 à 48 Wc par module, selon la couleur

Équipé de connecteurs MC4 classiques, un module peut délivrer jusqu’à 48 Wc en teinte obsidienne (noir) et 38 Wc en teinte terracotta. Sa tension étant très faible (4,5 V), il doit être branché en série au sein d’une installation ne dépassant pas 1000 V. La résistance à la grêle est de niveau 3 sur 4 (norme américaine ANSI-FM4473), correspondant à la chute d’une boule d’acier de 4,5 cm de diamètre à 5,2 m de hauteur. Voici toutes les caractéristiques techniques communiquées par Jackery :

Caractéristique	Obsidienne	Terre cuite
Puissance nominale (W)	45 W	38 W
Tension circuit ouvert (V)	5,48
Tension à puissance maximale (V)	4,53 V ± 5 %
Intensité de court-circuit (A)	10,36	9,14
Intensité maximale (A)	9,93 A ± 5 %	8,38 A ± 5 %
Efficacité de conversion	≥ 25 %
Courant maximal du fusible (A)	20
Tension maximale du système (V)	1000
Dimensions	720 mm × 430 mm × 35 mm
Poids net	4,5 kg (tuile unique) / 16,8 kg (m²)
Certification	IEC61215/IEC61730
Indice de résistance au feu	UL790 Classe C
Indice d’étanchéité à la pluie	TAS100
Indice de résistance au vent	Classe F
Indice d’étanchéité	IP68
Indice de résistance à la grêle	ANSI-FM4473 : Classe 3
Température de fonctionnement	-40 °C à 85 °C
Pente de toit	10° à 60°

Il reste encore à connaître le tarif exact en France de la tuile solaire Solar Saga de Jackery. Selon un représentant de la marque, elle ne devrait être commercialisée qu’à travers un réseau d’installateurs partenaires. Dommage, sa facilité de montage a de quoi séduire les plus bricoleurs, qui pourraient équiper un carport, abri de jardin, cabane ou toute autre structure légère sans faire appel à un professionnel.

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Le marché des systèmes de stockage d’énergie destinés aux particuliers continue de s’étendre. Habitué des batteries destinées aux activités en plein air, le Chinois Jackery s’attaque au marché européen avec une solution conçue dans le but d’optimiser la tarification dynamique. 

Les baisses du tarif de vente de l’électricité solaire à EDF ont ouvert un boulevard à tous les fabricants de systèmes de stockage destinés aux particuliers. Après Tesla, EcoFlow ou Revolty, c’est au tour de Jackery de saisir cette occasion en présentant le SolarVault 3. Cette solution de stockage, conçue pour le marché européen, se veut modulable et adaptable à tout type de logement. Il intègre la gestion d’une production photovoltaïque, du stockage d’énergie et une gestion optimisée par IA.

La gamme SolarVault se divise en trois modèles, adaptés à différentes configurations. Le S3 Pro affiche une puissance photovoltaïque de 4 000 W, une puissance de sortie en courant alternatif de 1 200 W et 4 MPPT pour gérer les panneaux solaires. Le modèle S3 Pro Max se distingue par une puissance de sortie plus importante atteignant 2 500 W. Enfin, un modèle appelé S3 Pro Max AC permet de gérer une production photovoltaïque via le courant alternatif, pour s’adapter à une installation déjà existante.

Dans tous les cas, la capacité de stockage varie de 2,52 à 15,12 kWh en fonction du nombre de modules installés. Jackery annonce avoir intégré dans son système de stockage une surveillance en continu de la température, ainsi qu’un système d’extinction automatique par aérosol en cas de départ de feu. La durée de vie est donnée à 15 ans, et la garantie est de 10 ans.

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Des batteries de camping aux systèmes résidentiels

Lancée en 2012 dans la Silicon Valley, la marque Jackery s’est rapidement fait connaître avec le lancement, en 2016, de la gamme Explorer. Précurseur, le fabricant s’est vite accaparé le milieu de l’outdoor et du camping en proposant des produits polyvalents et faciles à transporter. Mais face à l’engouement suscité par le stockage d’électricité, Jackery a étendu son catalogue vers des produits résidentiels.

Avec cette gamme SolarVault 3, Jackery veut aider ses clients à profiter des avantages de la tarification dynamique. Le fabricant indique une compatibilité avec plus de 860 fournisseurs d’énergie, ce qui permettrait une optimisation du stockage en fonction du marché. Ce type de système, associé à une installation photovoltaïque, s’annonce comme le combo parfait pour faire des économies financières.

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Au sommet mondial sur le nucléaire le 10 mars à Paris, la présidente de la Commission européenne, Ursula von der Leyen, a changé d’avis sur le nucléaire, comme E. Macron lors de son premier mandat.

« L’Europe a commis une erreur stratégique en se détournant du nucléaire », a déclaré la présidente allemande de l’exécutif en ouverture du sommet sur le nucléaire auquel participaient plusieurs dizaines d’États et d’acteurs du secteur. Selon elle, le système énergétique « le plus efficace » repose sur une combinaison entre nucléaire et renouvelables : le premier offrant une énergie « fiable et à faibles émissions » et les seconds étant « moins chers mais fluctuants ».

Cette prise de position est une première. Longtemps, la Commission européenne s’est montrée prudente sur l’atome, privilégiant les énergies renouvelables dans ses grandes stratégies énergétiques et climatiques.

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Longtemps la France a dû batailler pour imposer le nucléaire

Agnès Pannier-Runacher doit se souvenir de la bataille sur la notion d’hydrogène décarboné (et l’inclusion de celui produit à partir du nucléaire) et de la baisse de la part du nucléaire dans le mix électrique, sont autant d’exemples où le bras de fer a été perdu par la France face à l’Allemagne ou l’Autriche.
La guerre en Ukraine, en Iran, le Covid sont depuis passés par là. L’électrification a aussi contribué à reconsidérer le rôle du nucléaire dans leur mix énergétique. Dans ce contexte, Bruxelles cherche désormais à encourager les nouveaux réacteurs.

Mme. Von der Leyen veut faire de l’UE « un pôle mondial du nucléaire de nouvelle génération ». La Commission a présenté le même jour une stratégie visant à accélérer le déploiement des petits réacteurs modulaires (SMR), une technologie plus acceptable. La Commission a également annoncé la mobilisation de 200 millions d’euros de garanties pour soutenir ces projets, via différents instruments européens. L’objectif est de réduire les risques pour les investisseurs et d’attirer davantage de capitaux privés dans la filière.

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EcoFlow a profité du salon italien Key Energy pour présenter sa nouvelle solution de stockage pour logements. Modulaire, ce système arrive à point nommé en France, dans un contexte de réduction des aides de l’État. 

La météo économique actuelle est porteuse pour les solutions de stockage résidentielles ! Le fabricant chinois EcoFlow vient de présenter, en Italie, sa nouvelle solution de batterie modulable résidentielle appelée Ocean 2. En son cœur, on retrouve un module de batterie LFP de 5 kWh de capacité de stockage. Évolution de la solution Ocean, cette batterie voit son taux de décharge amélioré, passant de 95 à 100 %. Elle est également plus compacte de 10 centimètres et plus légère de 10 kg. Sa puissance de décharge est affichée à 3,4 kW.

La batterie fonctionne avec un onduleur hybride disponible en six versions différentes, en fonction de la puissance de sortie (de 3 kW à 6 kW), ou de la puissance d’entrée pour l’alimentation photovoltaïque (de 9 à 12 kW). Si l’ensemble est modulable, c’est qu’il est possible d’associer l’onduleur à plusieurs batteries, faisant ainsi varier la capacité de stockage de 5 à 30 kWh. Pour faciliter l’installation dans un logement, les batteries sont empilables, ce qui limite l’emprise au sol. Selon Ecoflow, le rendement du système serait de 95 %, et sa durée de vie serait de 10 000 cycles pour une garantie de 15 ans.

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Cap vers l’autoconsommation

Jusqu’à présent, la France accusait un sérieux retard sur ses voisins européens pour le déploiement de systèmes de stockage résidentiels, loin derrière l’Allemagne, l’Italie ou encore l’Autriche. Sur l’année 2022, l’Allemagne avait installé 220 000 batteries résidentielles, contre seulement 1 000 pour la France ! Mais avec la réduction drastique des aides de l’État pour le solaire résidentiel, et la baisse du prix de vente de l’électricité solaire à EDF, les systèmes de stockage résidentiels vont devenir la pierre angulaire des nouvelles installations photovoltaïques, pour optimiser la réutilisation de l’électricité solaire produite.

C’est d’ailleurs une véritable aubaine pour les fabricants de systèmes de stockage, comme EcoFlow, Bluetti ou encore Tesla, qui vont intégrer le marché français avec l’expérience acquise dans les autres pays européens. Pour l’heure, le prix du système EcoFlow Ocean 2 n’a pas encore été dévoilé, mais il est possible de faire une demande de devis sur leur site, le système devant être installé par un professionnel.

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La France voit émerger peu à peu des solutions nouvelles pour produire de l’énergie nucléaire. Et si certaines informations ne sont guère réjouissantes, comme la mise en redressement judiciaire de Naarea, d’autres sont plus positives. Comme l’annonce de cette nouvelle levée de fonds réussie pour Jimmy.

Décidément, les mini-réacteurs nucléaires (SMR) font l’actualité. Nous évoquions il y a peu cette première établie par l’Armée américaine, qui en février dernier a transporté par avion les composants du Ward250 de Valar Atomics. Et ce 10 mars, nous apprenons que la startup Jimmy a réussi à collecter des fonds pour le moins conséquents.

Le concept de Jimmy est celui d’un tout petit réacteur. Son emprise au sol est de l’ordre de 30 mètres par 30 mètres, et la surface de terrain en zone « INB » (installation nucléaire de base) sera inférieure à 6000 m². Le réacteur est destiné à ne produire que de la chaleur. Jimmy parle en l’occurrence de « générateur thermique » destinés à alimenter des sites industriels. Typiquement pour remplacer des chaudières au gaz ou au fioul.

Le mini-réacteur produira entre 20 et 60 MW thermiques, et ce à une température pouvant monter jusqu’à 470°C. La durée de vie de conception est de 20 ans, incluant une ou deux recharges au cours de cette période. La sûreté nucléaire est basée sur les caractéristiques intrinsèques de son cœur graphite, et de son combustible sous la forme de minuscules particules dites « TRISO », un concept qui existe depuis les années 1960, mais toujours considéré aujourd’hui comme de quatrième génération.

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Un nouveau financement pour lancer l’industrialisation

Et il semble que Jimmy parvienne à convaincre. Pour preuve ce nouveau tour de table de financement, mené avec succès. Comme vient de le communiquer la startup, elle a réussi à lever 40 millions d’euros auprès de Crédit Mutuel Alliance Fédérale, d’ADEME Investissement et de ses actionnaires historiques. Cette somme est destinée à finaliser la conception du mini-réacteur et à préparer son industrialisation, notamment au Creusot, en Saône-et-Loire.

Ce financement s’ajoute à celui obtenu au cours des premières levées de fonds. Le financement total de la startup est ainsi porté à 80 millions d’euros. Un tel niveau permettra de sécuriser la préparation du lancement industriel du mini-réacteur thermique. Rappelons par ailleurs que Jimmy a d’ores et déjà déposé, en 2024, une demande d’autorisation de création (DAC) pour un projet implanté à Bazancourt, dans la Marne.

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Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité français RTE a présenté ses résultats 2025 : augmentation de l’activité, des résultats financiers en hausse et une électrification avec des demandes de raccordement à tout va.

Les raccordements, grosse activité de RTE, ont progressé de 60 % par rapport à 2024. RTE a transmis plus de 460 propositions techniques et financières et réalisé plus de 3 800 études exploratoires, c’est le double de l’année précédente, explique-t-il dans son communiqué de presse à l’annonce des résultats. Ces analyses sont obligatoires pour les porteurs de projets et permettent d’évaluer la faisabilité d’un raccordement avant une demande formelle. La transformation de l’essai est quand même limitée. En 2025, 28 projets de consommation ont signé une convention de raccordement, un niveau stable par rapport à l’année dernière.

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Un demi-milliard d’euros de résultat net

Sur le plan financier, RTE affiche un résultat net de 554 millions d’euros contre 171 millions en 2024, malgré la hausse des charges d’exploitation liées notamment à la gestion des congestions et à l’équilibrage du système électrique. Le chiffre d’affaires atteint 6,6 milliards d’euros contre 5,6 milliards un an plus tôt. Les recettes issues du TURPE ont représenté 4,78 milliards d’euros. Les revenus liés aux interconnexions ont atteint 1,67 milliard d’euros (+41 %) grâce à un niveau record d’exportations d’électricité et aux écarts de prix avec les pays voisins.

Pour financer la montée en puissance de ses investissements, RTE a poursuivi ses levées de fonds en 2025. L’entreprise a émis deux obligations vertes pour un total de 1,75 milliard d’euros. Elle a également obtenu un prêt de 800 millions d’euros de la Banque européenne d’investissement pour l’interconnexion du Golfe de Gascogne et un prêt d’un milliard d’euros auprès de la Banque des Territoires. Le marché obligataire devrait être sollicité au moins deux fois en 2026.

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« Premier prêt, premier servi » pour les demandes de raccordement

RTE souhaite également faire évoluer les règles de raccordement pour sortir de l’embouteillage actuel. Une consultation publique est en cours jusqu’au 20 mars pour introduire une logique de « premier prêt, premier servi » plutôt que premier arrivé, premier servi, avec la possibilité de demander des preuves d’avancement aux porteurs de projets.

Parallèlement, de nouvelles règles d’exploitation du réseau doivent entrer en vigueur au printemps 2026 afin de mieux gérer la flexibilité des installations renouvelables et d’éviter l’arrêt simultané de nombreuses centrales lorsque les prix de marché tombent en prix négatifs. Pour 2026, la priorité reste le raccordement des grands pôles industriels électrifiés, notamment à Dunkerque, au Havre et à Fos-sur-Mer. RTE prévoit d’y consacrer plus de 4,2 milliards d’euros d’investissements, un programme que vient d’approuver la Commission de régulation de l’énergie.

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La CRE valide une augmentation des moyens de RTE

La Commission de régulation de l’énergie a approuvé, dans une délibération fin février, le programme d’investissements 2026 de RTE. Le régulateur valide une enveloppe de 4,24 milliards d’euros, + 27 % / 2025. Cela concerne les projets de raccordement de nouveaux utilisateurs et d’adaptation du réseau (+394 millions d’euros), le renouvellement des infrastructures existantes (+154 millions) ainsi qu’au programme de raccordement des parcs éoliens en mer (+106 millions).

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La Chine vient de mettre en service un parc photovoltaïque hybride de plus de 6 GW. Si sa puissance suffit à susciter l’étonnement, sa localisation est encore plus surprenante.

La démesure chinoise est un sujet d’actualité quotidien, mais elle continue pourtant de nous étonner. Nouvelle preuve de ce gigantisme, le pays vient de mettre en service un projet solaire hybride d’une puissance de 6 GW près de la commune de Lingwu, dans le nord du pays. Construit en deux phases, dont la deuxième vient d’être mise en service, ce parc devrait produire environ 10,8 TWh d’électricité par an. L’électricité produite sera acheminée vers l’est du pays via la ligne HVDC Lingzhou–Shaoxing, de 800 kV et 1720 km de long.

Pour optimiser l’utilisation de l’électricité produite, le parc photovoltaïque est associé à une BESS de 600 MW de puissance pour 1200 MWh de capacité. Outre ces caractéristiques, c’est surtout la localisation du parc qui en fait sa particularité. Le parc de quelque 12 000 hectares, soit plus que Paris intra-muros, a été installé sur des zones d’affaissements miniers.

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Tirer profit des affaissements miniers

En temps normal, on a tendance à implanter les moyens de production d’électricité au plus près des sites de consommation pour limiter les pertes et les coûts liés au transport. Mais du fait des spécificités de son territoire, la Chine commence à appliquer une stratégie différente. Elle met en place des moyens de production d’énergies renouvelables au niveau des sites géographiques les plus opportuns, et transporte ensuite cette électricité vers la côte Est, où se trouve la majorité de sa population et de son industrie. Pour cela, elle ne cesse de construire de nouvelles lignes HVDC qui traversent le pays d’est en ouest.

C’est ce même principe qu’elle compte appliquer sur les très nombreuses zones d’affaissement minier qui sont la conséquence d’une politique d’exploitation massive du charbon avec encore aujourd’hui 51% de la production mondiale. Cette extraction intensive de charbon a des conséquences directes sur les sols. L’exploitation souterraine a tendance à affaiblir la résistance du sol qui finit par s’affaisser. Cette situation rend bien souvent les terres en questions inutilisables pour l’agriculture à cause de la multitude de fissures, de micro-reliefs et des problèmes de tassements résiduels. En parallèle, ces affaissements ont tendance à modifier le régime des eaux souterraines, ce qui peut engendrer des zones de stagnation.

Selon un rapport sur le sujet, ces zones représenteraient une surface totale de 2 millions d’hectares, soit la superficie de pays comme la Slovénie ou Israël ! Si ces terres ne sont plus adaptées pour la production agricoles, elles sont parfaites pour la mise en place de parcs photovoltaïques qui peuvent être adaptés aux variations de terrains et mêmes aux micro tassements. Cette stratégie permet ainsi de tirer profiter de zones normalement inexploitables et ainsi réserves les terres de meilleure qualité pour l’agriculture.

 

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Autrefois restreinte à quelques territoires aux conditions géologiques exceptionnelles, la géothermie entre dans une ère nouvelle. Les avancées technologiques élargissent désormais son champ d’application, au point d’en faire une option possible pour aider l’Europe à réduire drastiquement ses émissions tout en répondant à ses besoins énergétiques.

Souvent éclipsée par le solaire et l’éolien, la géothermie dispose pourtant de grands atouts : elle est pilotable et est indépendante des conditions météorologiques. Ce qui en fait une solution pour renforcer la fiabilité du réseau électrique face à la montée en puissance des sources intermittentes. Bonne nouvelle pour l’Europe : ce n’est pas le potentiel qui manque. Selon un rapport du groupe de réflexion Ember, la géothermie pourrait théoriquement produire près de 301 TWh par an dans l’Union européenne. Autrement dit, elle pourrait remplacer jusqu’à 42 % de l’électricité aujourd’hui produite à partir du charbon et du gaz, et ce, à un prix compétitif. Cette estimation est fondée sur l’évolution technologique perçue dans la filière.

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Les systèmes géothermiques améliorés élargissent le champ des possibles

Selon le rapport d’Ember, la zone d’exploitation de la géothermie est en train de s’élargir. Les progrès technologiques permettent désormais d’envisager son exploitation dans d’autres lieux en dehors des régions volcaniques.

Grâce aux technologies dites EGS (enhanced geothermal systems, ou en français systèmes géothermiques améliorés), il est devenu possible d’atteindre des zones géologiques plus profondes. Si les centrales conventionnelles sont limitées à environ trois kilomètres de profondeur, les systèmes modernes permettent aujourd’hui d’aller beaucoup plus loin et d’atteindre des couches rocheuses plus profondes et donc plus chaudes. De plus, la technologie actuelle permet de créer artificiellement la perméabilité nécessaire à la circulation de l’eau chaude. L’ingénierie peut ainsi aujourd’hui créer un réservoir géothermique exploitable là où la nature n’en fournit pas spontanément.

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Un savoir-faire hérité des hydrocarbures

Cette évolution technologique s’appuie en partie sur l’expertise développée par l’industrie pétrolière et gazière. Les techniques de forage profond, la gestion des pressions ou encore la modélisation géologique, éprouvées depuis des décennies dans l’exploration des hydrocarbures, trouvent aujourd’hui une nouvelle application dans la géothermie. Ce transfert de compétences réduit les barrières techniques et facilite l’émergence de projets dans des régions sans tradition géothermique.

À noter que l’estimation avancée par Ember, selon laquelle la géothermie pourrait remplacer jusqu’à 42 % de l’électricité produite à partir des fossiles, demeure théorique. Pour autant, elle pourrait servir d’outil d’orientation pour les décideurs politiques, et encourager l’intégration de la filière dans les stratégies énergétiques nationales et européennes.

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Dans un contexte de transition énergétique, d’explosion des centres de données et de tensions internationales, la course à l’énergie bat son plein. Le développement des SMR joue un rôle central dans cette bataille, mais l’Europe est à la traîne face à la Chine et aux USA. Pour revenir sur le devant de la scène, le Vieux Continent joue la carte de la coopération et veut augmenter les subventions. 

C’est désormais acté : notre avenir décarboné passera nécessairement par le nucléaire, mais pas forcément par des réacteurs de 1000 mégawatts électriques (MWe) ou plus. Si, à long terme, la fusion nucléaire suscite beaucoup d’espoir, à court terme, ce sont les petits réacteurs modulaires (SMR) qui ont le vent en poupe.

Depuis plusieurs années, le nombre de projets de Small Modular Reactor a explosé. Fin 2025, on comptait pas moins de 127 concepts à différents stades d’avancement. À ce jeu-là, c’est la Chine qui fait la course en tête et s’apprête à mettre en service le premier SMR commercial au monde : Linglong One. D’une puissance de 125 MWe, il est actuellement en phase finale de tests. De leur côté, les États-Unis ne sont pas loin derrière, et le Département de l’Énergie n’hésite pas à mettre le paquet question subvention pour rester dans la course.

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L’Europe tente de rattraper son retard

Pour l’heure, l’Europe accuse un retard conséquent. Pour tenter de regagner du terrain, la Commission européenne a récemment annoncé vouloir mettre en place une stratégie commune, spécifique aux SMR, pour aider les projets européens à rester compétitifs. Cette stratégie consiste notamment à encadrer les autorisations et les normes de sûreté à l’échelle européenne, tout en créant une chaîne d’approvisionnement européenne résiliente.

Prémisse de cette nouvelle stratégie commune, le projet français Nuward vient de recevoir un examen positif par pas moins de six autorités de sûreté différentes, ce qui faciliterait son déploiement à l’échelle européenne en phase de commercialisation. Parmi les autorités de sûreté concernées, on retrouve la France, la Finlande, la Tchéquie, les Pays-Bas, la Pologne et la Suède.

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Une histoire de budget

Nerf de la guerre, la question du financement a également été abordée par la Commission européenne. Cette dernière a mis en place différents programmes d’investissement pour favoriser l’innovation mais également le déploiement de ces nouveaux types de réacteurs.

Pour le moment, Horizon Europe, principal programme de financement de l’UE pour la recherche et l’innovation, ne soutient aucun projet nucléaire malgré une enveloppe de 95,5 milliards d’euros répartis entre 2021 et 2027. En revanche, le programme Euratom Fission Research, qui est complémentaire à Horizon Europe, finance plusieurs projets de recherche sur le nucléaire, avec un budget total de 1,38 milliard d’euros. L’Innovation Fund est un programme de financement dédié aux technologies innovantes à émission nette zéro ou à faible émission de carbone. Il est donc taillé sur-mesure pour les SMR.

Pour finir, la Banque européenne d’investissement (BEI) prévoit un soutien aux alliances industrielles en lien avec les SMR, alors même qu’elle refusait de financer le nouveau nucléaire il y a encore deux ans. C’est un signal fort pour une filière qui ne demande qu’à se développer, mais dont la question de l’investissement est le plus gros obstacle. L’institution européenne n’a pas soutenu de construction de centrale nucléaire depuis presque 50 ans.

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Google n’en finit plus d’investir dans les énergies. Après le solaire, l’éolien, l’hydroélectrique et même le nucléaire, le géant américain vient d’annoncer un énième investissement colossal dans une nouvelle technologie de batterie : fer/air. 

Le montant paraît colossal, et pourtant, Google semble avoir fait une bonne affaire. Le géant américain vient d’engager un investissement de près d’un milliard de dollars auprès de la startup Form Energy pour la construction d’une batterie géante, capable de stocker de l’énergie pendant plus de quatre jours. Les caractéristiques de la batterie sont démesurées, avec :

• Une puissance de 300 mégawatts (MW)
• Une capacité de stockage de 30 gigawattheures (GWh)
• Une durée de stockage de 100 heures (soit un peu plus de 4 jours)

Ramené à la capacité de stockage, l’investissement paraît très intéressant avec un coût total annoncé à 33,33 $/kWh (soit environ 29 €/kWh).

Habituellement, le prix des batteries stationnaires (BESS) avoisine souvent les 125 $ (108 €)/kWh. Seuls quelques systèmes à grande échelle parviennent à s’approcher des 60 $ (52 €)/kWh. Si le projet de Google est aussi peu cher, c’est qu’il n’utilisera pas la technologie LFP, mais une technologie de stockage de type fer/air. Méconnue, cette technologie promet pourtant d’être très intéressante d’un point de vue économique, car elle utilise des matériaux très répandus, à savoir le fer et… l’air.

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Une technologie de batterie à faible rendement

Pour autant, les batteries fer/air ne se destinent pas à tous les usages, du fait de leurs caractéristiques intrinsèques. Elles ont notamment un médiocre rendement de 50 à 60 % par cycle complet contre 90 % pour les batteries LFP. En parallèle, elles affichent une densité énergétique très basse, de l’ordre de 100 à 150 W/kg contre plus de 1000 W/kg pour la technologie LFP. En revanche, elles sont capables de stocker pendant près de 100 heures.

De ce fait, elles se montrent parfaitement adaptées à du stockage réseau autre qu’à très court terme. Dans ces conditions, quand le nombre de cycles par an est limité, le faible coût d’investissement devient un critère bien plus important que l’efficacité énergétique, car la batterie est considérée comme « inactive » pendant de longues périodes. En revanche, la faible densité énergétique associée à un rendement peu élevé la rend peu adaptée à une optimisation journalière de la production renouvelable.

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