Et si on comparait les programmes des candidats déclarés à la présidentielle ? Sur l’énergie, il y a rarement eu autant de clivages et de revirements, de polarisation (tout nucléaire/tout renouvelable), avec un RN prêt à tout arrêter sur les ENR. Révolution Énergétique fait le point sur leurs programmes.

À dix mois de l’élection présidentielle, l’Union française de l’électricité (UFE), lors de son colloque annuel, est parvenue à mettre la plupart des candidats sur une même estrade et à les interroger, vision contre vision. Si tous s’accordent sur la nécessité de réduire la dépendance française aux hydrocarbures importés et d’accélérer l’électrification des usages, les divergences restent profondes sur le nucléaire et paraissent rédhibitoires en vue d’alliances. Les candidats sont d’accord un à un sur le moratoire ou le tout renouvelable, et certains ne comprennent toujours pas le fonctionnement du marché de l’électricité.

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Des clivages extrêmes

La droite et le Rassemblement national défendent une stratégie pronucléaire. Bruno Retailleau plaide pour la prolongation du parc existant, la construction de six EPR2 et la relance des réacteurs à neutrons rapides. Le RN va encore plus loin que le raisonnable réalisable sur le nucléaire, déteste les ENR et le marché européen de l’électricité (qui nous a permis d’exporter 10% de notre électricité et d’empocher un joli pactole).

Les écologistes et La France insoumise continuent de viser un système reposant à terme sur les énergies renouvelables, à 100% pour la vision la plus haute. Marine Tondelier juge le nucléaire trop cher, trop lent pour répondre aux objectifs climatiques, même si les Écologistes ne réclament plus la fermeture anticipée des centrales actuelles. LFI souhaite une sortie progressive du nucléaire et du 100 % renouvelables, pas plus argumentée sur la faisabilité d’un tel système.

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Même l’entre-deux extrêmes énergétiques n’arrive pas à se décider

Entre ces deux visions qui n’ont rien en commun, le Parti socialiste hésite. Alors, du nouveau nucléaire ou non ? C’était oui, mais pas beaucoup, maintenant c’est abstention. Alors que son programme adopté en 2025 visait la construction de huit EPR2, celui de juin 2026 ne mentionne plus qu’un renouvellement partiel du parc existant. Olivier Faure se veut prudent et ne souhaite pas mettre tous les œufs dans le même panier, comme François Hollande. Une position en apparence en désaccord avec Boris Vallaud, partisan de six à huit EPR2, ou encore avec celle de Bernard Cazeneuve, favorable à une reprise des réacteurs de quatrième génération.

Hors des programmes qui ont donné un beau spectacle sur l’estrade devant un parterre de professionnels du secteur, la ministre chargée de l’énergie, Maud Bregeon, a apporté un peu de concret sur les appels d’offres à venir. À l’automne, de nouveaux appels d’offres pour l’éolien terrestre et le photovoltaïque seront lancés et continueront jusqu’à l’élection présidentielle. Pas question, donc, de temporiser, évoquant le maintien d’un nouvel appel d’offres dès janvier 2027.

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L’État lance une vaste campagne de pub pour inciter, guider et éclairer les Français sur leur électrification.

« L’énergie est précieuse, économisons-la », ou quand, en 2022, en pleine crise des prix due à la fois au Covid et à la guerre en Ukraine, l’État promouvait la sobriété. D’autres pubs sur la rénovation thermique ou les écogestes avaient été diffusées ici et là. Ça, c’était avant. Désormais, l’État va inciter les Français à consommer davantage, à s’électrifier.

Baptisée « Électrifions la France », cette campagne entend convaincre les Français de remplacer progressivement leurs équipements fonctionnant aux énergies fossiles par des alternatives électriques dans le chauffage ou le transport. Diffusée de juin à septembre 2026, la campagne de publicité veut faire de l’électricité « le standard des usages du quotidien ». « L’électrique, c’est fantastique ! » est son slogan, moins sobre que les précédentes communications gouvernementales.

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Aider à faire les bons choix et à y voir plus clair sur les aides

Et pour convaincre, le gouvernement va parler argent. Parcourir 100 kilomètres en véhicule électrique coûte 3 euros d’électricité alors qu’un plein thermique coûte bien plus cher. Une pompe à chaleur permet de diviser par deux les dépenses de chauffage par rapport à une chaudière au gaz ou au fioul.

Un sport écrit dans le Parisien est prévu et un partenariat avec LeBonCoin va même être lancé pour la faire apparaître au moment où les ménages décident sur leur logement, leur véhicule ou leur électroménager. Une plateforme doit centraliser les aides publiques, les contenus pédagogiques et les futurs simulateurs d’aide à la décision pour être guidé, accompagné.

Sur cette plateforme, il est possible de voir le planning des aides à venir, par exemple l’ouverture du leasing social le 16 juillet, l’ouverture des aides à l’achat d’une PAC pour les serres en septembre 2026 ou le dispositif gros rouleur à cette même date. Un simulateur conçu par l’IFP permet par exemple de comparer les voitures électriques entre elles. Il est possible de simuler le temps de recharge de sa voiture.

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Si l’Europe met l’accent sur la multiplication des sites de production d’électricité renouvelable, encore faut-il pouvoir la distribuer. Un rapport indépendant indique que dans une partie de l’Europe, pas moins de 100 milliards d’euros de projets seraient bloqués à cause de réseaux de transport d’électricité pas adaptés. 

Si l’Union européenne fait partie des relativement bons élèves en matière de transition énergétique, elle n’en reste pas moins confrontée à des problèmes importants pour réussir cette transition. Parmi ces problèmes, le réseau électrique européen est un obstacle majeur au développement des projets de production d’énergie renouvelable. Un récent rapport du groupe AFRY, commandé par l’organisme à but non lucratif « Beyond Fossil Fuels », indique ainsi que près de 375 GW de projets sont en standby, faute de possibilité de raccordement.

Ces 375 GW concernent plusieurs pays européens, à savoir la Bulgarie, la République tchèque, l’Allemagne, la Grèce, l’Italie, la Pologne, l’Espagne et la Grande-Bretagne. Toujours selon ce rapport, cet embouteillage de raccordements pourrait jouer un rôle dans le maintien de la dépendance européenne aux énergies fossiles. Au total, ils représentent 100 milliards d’euros d’investissement qui ne peuvent pas encore aboutir et participer à la décarbonation des mix électriques des pays concernés.

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Un problème d’architecture réseau

À l’origine, le réseau énergétique européen a été construit principalement autour du charbon, puis du gaz. Ces centrales étaient généralement implantées à proximité des gros consommateurs. En France, le schéma est d’ailleurs similaire avec les centrales nucléaires.

Mais avec le développement de l’éolien ou du solaire, c’est toute cette architecture réseau qui doit être repensée car les sites de production d’électricité se retrouvent excentrés. Les gestionnaires de réseau doivent donc s’adapter à ces nouveaux moyens de production et amener toujours aussi efficacement l’électricité produite jusqu’aux logements et aux entreprises.

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Le stockage d’énergie prend aussi du retard

La Commission européenne a bien lancé des chantiers pour accélérer cette évolution du réseau électrique européen, avec un total de 1,2 milliard d’euros d’investissement sur ce sujet d’ici 2040, et le lancement de 8 autoroutes de l’électricité pour faciliter ce transport. L’amélioration du réseau est d’autant plus importante que les retards de raccordement touchent également les projets de stockage d’énergie, à hauteur de 455 GW. La situation a des allures de cercle vicieux parce que chaque retard de déploiement de capacités de stockage freine l’efficacité des sites de production d’énergie.

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À l’occasion des Prime Days, les soldes d’été sauce Amazon, le géant du e-commerce affiche à moins de 1500 € un kit solaire composé d’une batterie Jackery SolarVault 3 Pro Max et de quatre panneaux totalisant 2000 W. Le kit prêt à brancher passe de 2278 € à ce tarif, avec un coupon de 120 € à activer et un compteur connecté offert. Une seule condition : être abonné Amazon Prime (mais c’est gratuit pendant un mois).

La remise totale de cette offre Prime Days atteint 839 €, soit -37 % sur le prix habituel. Elle se compose d’une réduction directe de 719 € et d’un coupon de 120 € à activer manuellement sur la fiche produit. Un compteur connecté Jackery, indispensable pour optimiser l’autoconsommation, est également offert (mais il ne faut pas oublier de sélectionner le cadeau lors de l’achat). L’offre nécessite un abonnement Amazon Prime, gratuit le premier mois pour les nouveaux inscrits.

Le kit comprend l’unité SolarVault 3 Pro Max qui intègre batterie LFP de 2,52 kWh, onduleur de 2500 W et quatre contrôleurs MPPT totalisant 4000 W, plus quatre panneaux solaires bifaciaux de 500 W chacun. La capacité de stockage peut se multiplier par six avec l’ajout de batteries supplémentaires, jusqu’à 15,12 kWh en configuration simple ou 45,36 kWh en parallèle. L’installation est donc évolutive en fonction des besoins et du budget, même à posteriori.

Production et gestion de l’énergie au quotidien

Les quatre panneaux bifaciaux captent la lumière par les deux faces et exploitent la réflexion du sol pour augmenter le rendement de 10 à 20 %. Jackery annonce une production annuelle pouvant atteindre 4800 kWh dans des conditions optimales d’ensoleillement et d’orientation. L’onduleur de 2500 W peut alimenter simultanément lave-vaisselle, machine à laver ou climatiseur.

L’application Jackery intègre une prévision de production solaire pilotée par intelligence artificielle. Le mode batterie à tarif dynamique optimise les cycles de charge et décharge selon les heures pleines et creuses du contrat électrique. Le système peut gérer jusqu’à quatre prises intelligentes ou un compteur connecté pour suivre la consommation par appareil. La compatibilité avec Home Assistant permet d’intégrer la gestion énergétique dans un écosystème domotique existant.

Installation et compatibilité

Le couplage AC 2500 W autorise le raccordement du SolarVault 3 Pro Max à une installation photovoltaïque existante sans remplacement de l’onduleur. Autrement, il est possible de raccorder directement jusqu’à 4000 W de panneaux solaires sur la batterie, grâce aux 2 contrôleurs MMPT intégrés. La configuration plug-and-play promet une mise en service en quelques minutes, sur une simple prise secteur (attention à vérifier son câblage correct). Une base avec roues optionnelle facilite le déplacement de l’unité centrale qui pèse tout de même 44 kg.

La batterie lithium fer phosphate garantit plus de 4000 cycles de charge avec une dégradation minimale. La certification IP65 protège l’ensemble contre la poussière et les projections d’eau. La garantie constructeur couvre 10 ans, avec une durée de vie annoncée de 15 ans.

Positionnement tarifaire

À 1439 €, ce kit batterie-onduleur-panneaux se situe dans la fourchette basse du marché pour cette capacité. Les systèmes de stockage solaire domestique avec batterie et onduleur intégrés dépassent généralement 2000 € pour des configurations similaires. La remise de 839 € ramène l’ensemble à un prix d’appel rarement observé sur ce segment.

Le tarif reste cependant 500 € plus élevé que les kits solaires plug-and-play sans batterie (voir notre simulateur de rentabilité de batterie) de puissance équivalente. L’investissement se justifie pour les foyers qui souhaitent stocker l’énergie produite en journée et l’utiliser en soirée ou pendant les heures pleines, plutôt que de simplement réduire la consommation en temps réel.

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ℹ️ Communication commerciale pour Zendure.

Zendure lance simultanément trois systèmes de stockage d’énergie résidentielle en Europe sous le nom de série SolarFlow Mix. Disponibles depuis le 22 avril 2026 en France et chez certains de nos voisins européens, les SolarFlow 4000 Mix Pro, 4000 Mix AC+ et 3000 Mix AC+ ciblent chacun un profil de foyer précis. La gamme est accompagnée d’un PowerHub et d’une borne de recharge pour voiture électrique, permettant de créer un écosystème pour une autonomie énergétique complète.

Le timing du lancement n’est pas un hasard. En France, les règles du jeu énergétique sont en train de changer — et elles jouent en faveur des particuliers qui produisent et stockent leur propre électricité.

Concrètement : jusqu’à présent, beaucoup de foyers équipés de panneaux solaires revendaient leur surplus au réseau, souvent à un tarif peu attractif. Aujourd’hui, de nouvelles réglementations encouragent plutôt à consommer cette énergie soi-même, au bon moment — par exemple en chargeant sa batterie quand l’électricité est peu chère voire presque gratuite sur le marché et en la restituant quand les prix s’envolent. C’est ce qu’on appelle l’arbitrage horaire, et c’est précisément ce que les appareils de la série Mix sont conçus pour faire automatiquement.

Des batteries en pilotage automatique

Pour y parvenir, tous les produits de la gamme s’appuient sur la même plateforme logicielle, baptisée HEMS 2.0. Elle connecte en un système unique les panneaux solaires, la batterie, la pompe à chaleur et la borne de recharge du véhicule électrique, sous réserve de compatibilité. Un PowerHub peut être ajouté pour connecter plusieurs batteries entre elles et assurer l’alimentation électrique du logement entier en cas de coupure. À ce boîtier, une borne de recharge AC pour voiture électrique peut également être associée pour une gestion ultra-fine de l’énergie et une indépendance accrue.

Son moteur d’intelligence artificielle, ZENKI™ 2.0, surveille en permanence les prix de l’électricité, la météo et les habitudes de consommation du foyer pour décider, à chaque instant, s’il vaut mieux stocker ou restituer l’énergie. Selon Zendure, ce pilotage automatique peut générer jusqu’à 73 % de gains supplémentaires par rapport à une gestion manuelle classique.

La sécurité est assurée par ZenGuard™, un système multicouche qui surveille la batterie en continu, effectue une auto-maintenance préventive et intègre un dispositif d’extinction automatique en cas de surchauffe. Enfin, ZEN+OS est le système d’exploitation commun à tous les appareils Zendure : il permet les mises à jour à distance et facilite l’ajout de nouveaux équipements au fil du temps, sans avoir à tout reconfigurer.

Sur le plan de la durabilité, tous les modèles de la série sont certifiés IP65 (étanches à l’eau et à la poussière), fonctionnent entre −20 °C et 55 °C, et sont conçus pour tenir 10 000 cycles de charge — soit environ 15 ans d’utilisation, pour un niveau sonore quasi inaudible de 25 dB.

SolarFlow 4000 Mix Pro : la puissance maximale pour les grands foyers

Le SolarFlow 4000 Mix Pro vise les grandes maisons équipées à la fois de panneaux en toiture et en balcon, avec une consommation annuelle avoisinant les 7 000 kWh. Il constitue le produit phare de la gamme, tant par ses performances que par ses ambitions tarifaires.

Architecture technique

C’est sur le Mix Pro que Zendure concentre ses arguments de différenciation les plus marquants. L’appareil embarque deux modules MPPT indépendants de 4 000 W chacun (soit 8 000 W de puissance DC totale) et accepte jusqu’à 5 000 W supplémentaires via un port d’entrée AC dédié aux onduleurs solaires. Résultat : 13 000 W d’entrée PV totale, un chiffre que le fabricant présente comme un record dans le segment plug-in. Le courant d’entrée maximal par MPPT est de 18 A, pour une plage de tension DC de 30 à 400 V.

Côté sortie, le Mix Pro délivre 4 000 W en mode réseau (extensible depuis la configuration standard 800 W grâce à un déblocage dans l’application) et 3 680 W en mode hors réseau, avec une puissance crête de 7,2 kW pour absorber les démarrages des appareils les plus énergivores. La capacité batterie part de 8 kWh et peut monter jusqu’à 50 kWh via des modules d’expansion.

L’appareil pèse environ 80 kg pour des dimensions de 462 × 234 × 820 mm (hors emballage). Il est fourni avec un câble AC de 3 m terminé par une prise Schuko.

Installation

En dessous de 3 000 W, le Mix Pro se branche directement sur une prise murale européenne standard, sans intervention d’électricien. Au-delà, le câblage fixe exige un câble d’au moins 6 mm² et un disjoncteur d’au minimum 32 A dans le tableau de répartition. Pour l’installation multiunités en triphasé, les appareils doivent être répartis équitablement sur les trois phases pour respecter les règles locales d’équilibrage.

Performance économique

Pour un foyer français consommant 7 000 kWh par an, couplé à une installation PV, Zendure revendique des économies pouvant atteindre 96 % de la facture d’électricité, soit environ 1 850 € par an.

Prix public TTC conseillé : 2 899 €

Découvrir la Solarflow 4000 Mix Pro chez Zendure ↗️

Caractéristiques techniques de la Solarflow 4000 Mix Pro

 

Paramètre	Valeur
Entrée MPPT (DC)	2 × 4 000 W (8 000 W total)
Plage tension MPPT	DC 30–400 V
Courant Isc max par MPPT	18 A
Entrée PV-IN AC (onduleur externe)	5 000 W
Entrée PV totale max	13 000 W
Puissance onduleur	4 000 W bidirectionnel
Sortie AC réseau (main unit)	4 000 W / 17,4 A
Sortie AC réseau (avec PV-IN AC)	5 000 W / 21,7 A
Sortie AC hors-réseau	3 680 W (crête 7,2 kW)
Charge/décharge batterie (sans extension)	4 000 W max (156 A @ 25,6 V)
Charge/décharge batterie (avec extension)	5 000 W max
Capacité batterie	8 kWh – 50 kWh
Rendement aller-retour AC	90 %
Rendement décharge batterie	96 %
Cycles de charge	10 000
Indice de protection	IP65
Température de fonctionnement	−20 °C à +55 °C
Niveau sonore	25 dB
Dimensions (L × l × H, hors emballage)	462 × 234 × 820 mm
Poids (unité nue)	~80 kg
Basculement UPS	10 ms
Disjoncteur requis (câblage fixe)	≥ 32 A
Câble hardwiring	≥ 6 mm² (3 conducteurs)
Prix conseillé TTC	2 899 €

SolarFlow 4000 Mix AC+ : le retrofit intelligent pour toitures existantes

Le SolarFlow 4000 Mix AC+ s’adresse à un foyer de trois personnes déjà équipé d’une installation photovoltaïque en toiture : de nombreux Européens qui ont investi dans des panneaux ces dernières années mais n’ont pas encore de stockage. L’appareil est conçu comme une solution d’intégration à l’existant, compatible avec toutes les grandes marques d’onduleurs présentes sur les toits européens.

Architecture technique

À la différence du Mix Pro, le Mix AC+ ne dispose pas de modules MPPT intégrés. Il est entièrement conçu pour le couplage AC via son port PV-IN AC, qui accepte jusqu’à 5 000 W en entrée depuis un onduleur externe. Cette architecture simplifie l’intégration dans une installation photovoltaïque existante sans modifier le câblage DC.

La puissance de sortie AC en mode réseau atteint 4 000 W en configuration seule (5 000 W avec PV-IN AC ou entrée hors réseau), et 3 680 W en mode hors réseau. La charge et la décharge batterie sont plafonnées à 4 000 W sans module d’extension (156 A à 25,6 V), et à 5 000 W avec batterie additionnelle. La capacité part de 8 kWh et peut progresser jusqu’à 50 kWh.

Le rendement de décharge batterie s’élève à 96 %, avec un rendement aller-retour AC de 90 %.

Installation

Comme pour l’ensemble de la gamme, le seuil de 3 000 W constitue la frontière entre l’installation en autonome (prise standard, sans électricien) et l’installation renforcée. Au-delà de 3 000 W, un électricien est fortement recommandé. En mode câblage fixe avec alimentation jusqu’à 5 000 W, un disjoncteur d’au moins 25 A est requis, avec un câble de section minimale 2,5 mm². En cas de câblage fixe incluant le port PV-IN AC (puissance maximale 5 000 W, courant max 21,74 A), un disjoncteur de 32 A est recommandé avec une marge de sécurité de 1,25. Une mise à la terre physique est obligatoire, quelle que soit la configuration d’installation.

Performance économique

Pour un foyer de trois personnes consommant environ 5 000 kWh par an, Zendure annonce une réduction de la facture d’électricité de l’ordre de 91 %, soit 1 250 € d’économies annuelles.

Prix public TTC conseillé : 2 399 €

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Caractéristiques techniques de la Solarflow 4000 Mix AC+

Paramètre	Valeur
Entrée MPPT (DC)	Aucune
Entrée PV-IN AC (onduleur externe)	5 000 W
Entrée PV totale max	5 000 W
Sortie AC réseau (main unit)	4 000 W / 17,4 A
Sortie AC réseau (avec PV-IN AC)	5 000 W / 21,7 A
Sortie AC hors-réseau	3 680 W
Charge/décharge batterie (sans extension)	4 000 W max (156 A @ 25,6 V)
Charge/décharge batterie (avec extension)	5 000 W max
Capacité batterie	8 kWh – 50 kWh
Rendement aller-retour AC	90 %
Rendement décharge batterie	96 %
Cycles de charge	10 000
Indice de protection	IP65
Température de fonctionnement	−20 °C à +55 °C
Niveau sonore	25 dB
Basculement UPS	10 ms
Disjoncteur requis (câblage fixe, 5 000 W)	≥ 32 A (recommandé)
Câble hardwiring	≥ 2,5 mm² (3 conducteurs)
Mise à la terre physique	Obligatoire
Prix conseillé TTC	2 399 €

SolarFlow 3000 Mix AC+ : la solution compacte, mobile et polyvalente

Le SolarFlow 3000 Mix AC+ est le produit le plus atypique de la série. Pensé pour un foyer de deux personnes consommant environ 3 000 kWh par an — appartement ou maison de ville —, il joue également la carte de la mobilité. Zendure le positionne explicitement comme une station d’énergie transportable pour le camping-car, les chantiers, les situations de secours et les zones à réseau instable. Une proposition double usage relativement rare dans ce segment.

Architecture technique

Comme le Mix AC+, le Mix 3000 ne dispose pas de modules MPPT. Il fonctionne en couplage AC bidirectionnel et délivre jusqu’à 3 000 W, réglables à partir de 800 W. En mode hors-réseau, via la prise dédiée, la puissance atteint 3 680 W avec une crête de 7,2 kW.

Sa batterie fixe de 8 kWh constitue sa base. Contrairement aux deux modèles précédents, la capacité n’est pas extensible à 50 kWh : l’accent est mis sur la compacité et la portabilité. Il respecte néanmoins les mêmes standards techniques que ses homologues : IP65, −20 °C à 55 °C, 25 dB.

Installation

Les règles d’installation suivent les mêmes seuils que pour le reste de la gamme : installation libre jusqu’à 3 000 W sur prise standard, électricien recommandé au-delà. En mode hors-réseau sur chantier ou en déplacement, l’appareil peut fonctionner en totale autonomie réseau.

Performance économique

En usage résidentiel, pour un foyer de deux personnes consommant 3 000 kWh par an, Zendure avance des économies de l’ordre de 91 % sur la facture, soit environ 750 € par an.

Prix public TTC conseillé : 1 999 €

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Caractéristiques techniques de la Solarflow 3000 Mix AC+

Paramètre	Valeur
Entrée MPPT (DC)	Aucune
Entrée AC bidirectionnelle	3 000 W
Sortie AC réseau	3 000 W (extensible depuis 800 W)
Sortie AC hors-réseau	3 680 W (crête 7,2 kW)
Charge/décharge batterie	4 000 W
Capacité batterie	8 kWh (fixe)
Rendement aller-retour AC	90 %
Rendement décharge batterie	96 %
Cycles de charge	10 000
Indice de protection	IP65
Température de fonctionnement	−20 °C à +55 °C
Niveau sonore	25 dB
Basculement UPS	10 ms
Usage mobile	Oui (camping-car, chantier, secours)
Prix conseillé TTC	1 999 €

PowerHub : le boîtier qui rend votre domicile totalement autonome

Le boîtier Zendure PowerHub se positionne comme un concentrateur énergétique central, qui s’ajoute aux batteries. Il est capable d’assurer une autonomie complète à votre logement en cas de coupure d’électricité. Compatible avec la série SolarFlow et les équipements existants, il unifie au sein d’un même écosystème la production solaire, le stockage, la recharge de véhicules électriques, les pompes à chaleur (compatibles SG Ready, via contact sec) et les circuits domestiques, via un point de raccordement centralisé qui simplifie le câblage.

Son système de gestion HEMS intégré fonctionne localement, assurant le maintien des fonctions essentielles même en cas d’instabilité internet, tandis que la recharge VE et le pilotage des pompes à chaleur sont coordonnés selon la production solaire et les tarifs énergétiques. Pour le secours hors réseau, l’alimentation de la maison entière ou des charges essentielles, l’association avec la série de batteries SolarFlow Mix est requise. Une carte énergétique unique dans l’application Zendure offre une vue d’ensemble des flux domestiques.

L’installation doit obligatoirement être réalisée par un électricien professionnel qualifié, après vérification des conditions électriques du logement. Le produit est proposé à 719 € TTC, avec une expédition annoncée sous 70 jours, et une offre commerciale permet d’obtenir un PowerHub gratuit via l’application Zendure pour l’achat de deux appareils SolarFlow 4000 Mix, sous réserve des conditions de participation à l’offre.

Prix public TTC conseillé : 839 €

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Caractéristiques techniques du PowerHub :

Paramètre	Valeur
Type de courant	Monophasé ou triphasé
Puissance de sortie AC max	12 kW (mono) 43 kW (tri)
Puissance d’entrée solaire max	Jusqu’à 43 kW
Capacité de stockage	Jusqu’à 150 kWh
Compatibilité batteries	Jusqu’à 3 Solarflow 4000 Mix Pro + leurs modules d’extension
Compatibilité borne de recharge voiture électrique	via Wallbox AC directement reliée au PowerHub
Compatibilité pompe à chaleur	Via modèles SG Ready (contact sec)
Type d’installation	à faire réaliser par un professionnel

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Les soldes d’été 2026 ont commencé et c’est l’occasion de s’équiper en panneaux photovoltaïques à moindre coût. La boutique Materfrance propose un kit solaire plug & play parfait pour démarrer dans l’autoconsommation solaire. Vendu 449 € avec une livraison gratuite, il comporte quatre panneaux solaires et un onduleur totalisant 1000 W de puissance.

Le kit vendu par Materfrance comprend deux panneaux solaires Izypower de 520 Wc chacun, équipés de cellules N-Type TopCon bifaciales avec un rendement élevé de 23,38 %. Cette technologie bifaciale permet de capter la lumière réfléchie par l’arrière, augmentant la production de 5 à 25 % selon l’environnement.

L’ensemble est complété par un micro-onduleur Izypower IP-1000-W2 de 1000 W avec deux entrées MPPT indépendantes et un rendement supérieur à 96,6 %. Le système intègre un module WiFi pour suivre la production en temps réel via smartphone ou ordinateur. Tous les câbles nécessaires sont fournis, y compris le câble secteur de 5 mètres pour le branchement direct sur une prise 230 V.

Production et rentabilité estimées

Selon les données du simulateur solaire européen PVGIS pour la région d’Aix-en-Provence, par exemple, ce kit de 1000 Wc peut produire environ 1586 kWh par an dans des conditions optimales. En valorisant cette production au tarif moyen de l’électricité à 0,20 € le kWh, les économies annuelles peuvent atteindre environ 320 €. Le kit est donc rentabilisé en moins de deux ans dans cette situation.

Le retour sur investissement dépend évidemment de la part autoconsommée et nous prenons ici le cas d’une autoconsommation de 100 %, qui peut être atteinte moyennant une gestion très fine de votre consommation ou en optant pour une batterie résidentielle.

Installation et conformité

Le système respecte la norme NFC 15-100 et la déclaration CACSI pour une installation plug & play. Les deux panneaux peuvent se brancher sur n’importe quelle prise domestique existante (attention tout de même à vérifier que la prise, la ligne et ses protections ne sont pas vétustes). Au-delà de deux panneaux, une ligne dédiée devient recommandée pour éviter les surcharges.

Les panneaux bénéficient d’une garantie de 25 ans, extensible à 40 ans en option. Le micro-onduleur est garanti 15 ans par le constructeur.

Positionnement marché

À 449 €, ce kit se situe dans la fourchette basse du marché pour cette puissance. La remise de 10 € reste modeste (2,2 % de réduction), mais le tarif de base positionne déjà l’offre parmi les plus accessibles pour démarrer en autoconsommation solaire avec un équipement complet prêt à installer. Il est d’ailleurs payable en plusieurs fois, jusqu’à 58 mensualités avec frais (soit 10,10 € par mois), sous réserve d’acceptation.

Ce kit s’adresse aux particuliers qui souhaitent réduire leur facture électrique sans travaux complexes. L’installation ne nécessite pas d’électricien et convient aux logements individuels disposant d’un emplacement ensoleillé (toit, terrasse, jardin). Une offre avec fixations incluses est également proposée à 529 €, soit 80 € de plus.

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Siemens agrandit son usine havraise pour produire des pales d’éoliennes toujours plus grandes et soutenir la relance des appels d’offres éolien.

Des pales de 115 mètres de long pour équiper des éoliennes offshore de 15 mégawatts (MW), c’est bientôt une réalité française. Avant, Siemens Gamesa, c’était du 7-8 MW, désormais, ce sera le double. Au Havre, Siemens Gamesa s’agrandit pour viser toujours plus grand et produire ses modèles de turbines SG14-236 (14 MW) et SG15-236 (15 MW). Lundi 15 juin, le fabricant espagnol a inauguré l’extension de son usine normande après avoir investi 200 millions d’euros. En présence du ministre de l’Industrie Roland Lescure, les nouveaux ateliers dévoilés s’étalent sur plus de 13 000 m² (sur les 80 000 existants) et ont notamment été financés au travers du crédit d’impôt pour l’industrie verte (C3IV).

Les nouvelles pales mesureront l’équivalent de 30 étages d’immeuble, c’est gigantesque. Cela fait 115 mètres de long. La taille de ces giga-ailes marines ne cesse d’augmenter pour améliorer leur rendement et réduire le coût de l’électricité produite. Les turbines de 15 mégawatts (MW) pourront alimenter plusieurs milliers de foyers chacune.

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Remplir le carnet de commandes, l’autre défi

Implantée au Havre depuis 2022, l’usine est devenue l’un des symboles de la réindustrialisation dans l’énergie. Les composants qui y sont fabriqués ont déjà équipé plusieurs parcs français, ceux de Fécamp, Saint-Brieuc ou encore Yeu-Noirmoutier, et continueront avec le gigantesque AO10 dont le cahier des charges vient juste d’être dévoilé. L’industrie est prête, c’est son message, maintenant il faut remplir le carnet de commandes alors qu’un gel des embauches et un plan de charge revu à la baisse ont été annoncés par la direction de Siemens Gamesa aux salariés.

« Rien n’est prévu pour l’instant sur le marché français, il y a une très grande incertitude. « Le savoir-faire, on l’a, il n’y a pas de débat, mais maintenant il faut une accélération sur les carnets de commande français », explique Clément Broudic de la CGT Siemens Gamesa auprès d’ICI Normandie.

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ℹ️ Communication commerciale pour Bluetti

Longtemps identifié comme un fabricant de stations électriques portables pour le camping et les loisirs de plein air, Bluetti affiche désormais une ambition bien plus large : devenir l’opérateur d’un véritable écosystème énergétique domestique, du balcon d’un appartement urbain jusqu’au tableau électrique d’une maison individuelle.

Des batteries pour tous les usages

Bluetti propose une solution énergétique adaptée à chaque profil d’habitat. Pour les locataires et propriétaires d’appartements sans accès à une installation classique, la gamme Balco (Balco 260, Balco 500) et le boîtier Balco Transfer permettent de transformer n’importe quel balcon, terrasse ou façade en mini-centrale solaire, avec une installation en mode « plug & play » ne nécessitant aucune intervention électrique lourde : l’appareil se branche simplement sur une prise standard.

Pour les besoins plus importants, la série EnergyPro (EP) propose du stockage résidentiel pouvant aller jusqu’à plusieurs dizaines de kWh, tandis que les gammes Elite, Apex et Pioneer couvrent les usages portables, du nomadisme urbain au camping en passant par le secours électrique d’urgence. L’ensemble est piloté par une seule application et peut interagir avec des compteurs et prises intelligentes tiers (Shelly, EverHome), ainsi qu’avec des plateformes domotiques comme Amazon Alexa, Google Home ou Home Assistant.

En parallèle, Bluetti propose un système d’optimisation des économies s’appuyant sur une compatibilité avec plus de 800 tarifs d’électricité, notamment dynamiques. Les batteries peuvent donc être automatiquement rechargées aux moments où l’électricité est la moins chère, voire presque gratuite, et déchargées lorsqu’elle est chère.

Le solaire de balcon : Balco Transfer et la gamme Balco

Le Balco Transfer occupe une place particulière dans l’écosystème : ce n’est pas un système de stockage en soi, mais un boîtier onduleur qui se connecte à une station électrique portable Bluetti pour la transformer en système solaire de balcon raccordé au réseau. L’équation est résumée ainsi par la marque : station électrique + Balco Transfer = système solaire de balcon.

Son intérêt repose sur la mutualisation : un même équipement de batterie portable peut servir aussi bien en extérieur (camping, déplacement) qu’à demeure comme moyen de stockage résidentiel, ce qui en fait une option flexible pour les foyers qui possèdent déjà une station Bluetti ou tierce.

Voici la fiche technique du Balco Transfer :

Caractéristique	Balco Transfer
Puissance de sortie AC (on-grid)	800 W
Puissance d’entrée AC	850 W
Entrée AC en bypass	2 300 W
Compatibilité compteur intelligent	Oui (Shelly Pro 3EM, Bluetti Smart Meter, Everhome Eco Tracker IR)
Indice de protection	IP54 / EMC Classe B
Température de fonctionnement	-20 °C à 45 °C
Poids	3,6 à 4,0 kg
Dimensions	271 × 222 × 131,8 mm
Compatibilité stations BLUETTI	AC180, AC200Max, AC200L, Elite100V2, Elite200V2, Elite300, Elite400, Elite320, Apex 300
Compatibilité tierce	Oui, via certification réseau intégrée au boîtier
Mise en réseau multi-unités	Jusqu’à 6 unités via Wi-Fi (BLUETTI Space)

Balco 260 et Balco 500 : la centrale de balcon « tout-en-un »

À la différence du Balco Transfer, les modèles Balco 260 et Balco 500 intègrent leur propre onduleur et leur propre batterie LFP, sans nécessiter de station portable associée. Présentés comme une solution clé en main pour les particuliers souhaitant réduire durablement leur facture, ils annoncent un retour sur investissement réalisable en un peu plus d’un an selon les projections fournies par la marque. L’économie annuelle peut atteindre jusqu’à 1 632 € et même jusqu’à 9 792 € avec six unités couplées.

Voici la fiche technique des Balco 260 et 500 :

Caractéristique	Balco 260	Balco 500
Capacité	2 560 Wh	5 024 Wh
Type de batterie	LFP (LiFePO₄)	LFP (LiFePO₄)
Entrée solaire max.	2 400 W	4 360 W
Nombre de trackers MPPT	4 x 600 W	1
Sortie AC (off-grid + on-grid)	1 200 W	3 680 W
Sortie AC en bypass	2 300 W	–
Contrôle via application	Oui	Oui
Compatibilité compteur intelligent	Oui	Oui
Indice de protection	IP65	IP65
Température de fonctionnement	-20 °C à 55 °C	-20 °C à 55 °C
Extensibilité	Jusqu’à 15 kWh avec 5 batteries BC 260	Non extensible
Poids	~ 28 kg	~ 63 kg
Profil cible	Locataires/propriétaires cherchant déploiement rapide et bon retour sur investissement	Foyers recherchant davantage de puissance avec déploiement rapide

Stockage résidentiel : la gamme EnergyPro pour aller plus loin

Pour les foyers en maison individuelle ou disposant d’un accès à une installation électrique plus complète, BLUETTI propose la série EnergyPro (EP), positionnée comme une solution de stockage « maison entière ». Les configurations présentées vont de quelques kWh à plus de 19 kWh utilisables en associant plusieurs modules de batterie.

Exemples de configurations parmi les solutions EnergyPro :

Configuration	Puissance	Capacité
EnergyPro 6K + AT 1	5 760 W	7 680 Wh
EP760 + 2×B500	7 600 W	9 920 Wh
EP900 + 4×B500	9 000 W	19 840 Wh
EnergyPro 20K + HV800 + 2×B700	20 000 W	14 700 Wh
EnergyPro 13K + 4×EnergyPack 500	13 200 W	19 200 Wh

Ces systèmes s’inscrivent dans la même logique d’ouverture que les gammes de balcon : compatibilité avec les pompes à chaleur compatibles SG Ready (pour les modèles EP2000 et EP760) et intégration avec des plateformes de gestion énergétique domestique (HEMS) telles que Solar Manager ou Enjoyelec.

Stations portables : l’ultra-polyvalence

Les gammes de batteries Elite, Apex et Pioneer constituent le socle historique de Bluetti et restent au cœur de la promesse « maison + extérieur ». Elles peuvent servir de secours électrique domestique, alimenter un usage off-grid ou venir compléter le Balco Transfer comme source de stockage pour la solution de balcon. Le Pioneer Na se distingue notamment par l’usage d’une batterie sodium-ion plutôt que lithium, présentée comme une première mondiale pour ce type de produit et conçue pour mieux résister aux températures extrêmement basses — un argument que la marque met en avant pour les usages hivernaux.

Voici les modèles proposés et leurs caractéristiques :

Série	Modèles	Puissance	Capacité
Elite	Elite 10	200 W	128 Wh
Elite	Elite 30 V2	600 W	288 Wh
Elite	Elite 100 V2	1 800 W	1 024 Wh
Elite	Elite 200 V2	2 600 W	2 073,6 Wh
Elite	Elite 300	2 400 W	3 014,4 Wh
Elite	Elite 400	2 600 W	3 840 Wh
Pioneer	Pioneer 50 (AC60)	600 W	403 Wh
Pioneer	Pioneer Na (sodium-ion)	1 500 W	900 Wh
Pioneer	Pioneer MD (AC180T)	1 800 W	1 433 Wh
Pioneer	Pioneer 150 (AC240)	2 400 W	1 536 Wh
Apex	Apex 300 (seul)	3 840 W	2 764,8 Wh
Apex	Apex 300 + 6 x B300K	3 840 W	19 353,6 Wh
Apex	Apex 300 + 6 x B500K	3 840 W	33 484,8 Wh

Un écosystème totalement modulaire

Le fil rouge de cette stratégie « maison entière » est l’interopérabilité. Plutôt que d’imposer un écosystème fermé, Bluetti mise sur la compatibilité avec des compteurs et prises intelligentes tiers (Shelly, EverHome), sur l’intégration aux plateformes domotiques grand public, et sur un partenariat avec Enjoyelec pour affiner la gestion énergétique pilotée par IA (AI-EMS), qui ajuste les flux de charge et de décharge selon les tarifs dynamiques et les prévisions de production solaire.

Cette logique se retrouve jusque dans le Balco Transfer, conçu pour fonctionner avec des stations électriques tierces et non uniquement avec celles de la marque. Un choix qui tranche avec les systèmes de balcon traditionnels, généralement vendus en bloc fermé batterie + micro-onduleur. Cette stratégie de couverture totale, du balcon locatif à la maison individuelle équipée d’une pompe à chaleur en passant par le van, permet à Bluetti de s’imposer face à la concurrence, dont les produits sont souvent moins polyvalents.

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Avec la hausse constante du prix de l’énergie, chaque degré perdu dans un logement pèse un peu plus lourd sur la facture. Pourtant, de nombreux foyers français souffrent de déperditions thermiques sans forcément le savoir.

Le problème peut venir de fenêtres mal isolées, de portes qui laissent passer l’air, de coffres de volets non traités ou de la toiture. Quoi qu’il en soit, il existe des solutions assez simples et accessibles pour améliorer l’isolation thermique de la maison sans entreprendre de gros travaux.

Installer des volets roulants sur mesure

Il s’avère que 15% des déperditions de chaleur dans une maison mal isolée proviennent des fenêtres. Lorsque les températures baissent, le vitrage en particulier refroidit et favorise les échanges d’air entre l’extérieur et l’intérieur. La bonne nouvelle est que vous pouvez installer des volets roulants pour réduire les déperditions thermiques sans toucher à la structure de votre logement. L’idéal est de commander des volets sur mesure qui épousent parfaitement vos fenêtres.

À noter que lorsque vous fermez un volet roulant, il forme une sorte de barrière supplémentaire entre la vitre de la fenêtre et l’extérieur. L’air reste alors prisonnier dans cet espace, bloquant ainsi le passage du froid. Ce petit coussin d’air joue le rôle d’un isolant naturel. En clair, les volets roulants sur mesure aident à garder la chaleur à l’intérieur lorsqu’ils sont fermés. C’est d’autant plus avantageux durant les nuits d’hiver et les journées grises où le soleil se fait rare.

Les volets roulants en aluminium et en PVC sont particulièrement efficaces pour réduire les déperditions de chaleur dans une maison. De plus, leur pose peut être réalisée sans de lourds travaux alors qu’ils améliorent l’isolation thermique rapidement et durablement. Selon vos besoins et préférences, vous avez le choix entre différents types de volets roulants sur mesure, motorisés ou à commande manuelle. Certains modèles intègrent même une moustiquaire pour apporter un confort optimal.

Renforcer l’étanchéité des ouvertures

Saviez-vous que les infiltrations d’air sont responsables de près de 20% des déperditions thermiques dans un foyer ? Les ouvertures laissent entrer de l’air froid par petites touches sans que l’on s’en rende compte. Or, ces micro-courants d’air successifs finissent par refroidir l’intérieur du logement. La solution est donc de renforcer l’étanchéité de ces ouvertures. Ici encore, il n’est pas question de lancer un gros chantier, il suffit de :

• Remplacer les joints usés autour des fenêtres et des portes.
• Installer un bas de porte pour bloquer les entrées d’air.
• Poser des films isolants sur les vitrages pour limiter les échanges thermiques.
• Utiliser des rideaux thermiques épais pour renforcer la barrière contre le froid.

Si vous associez ces solutions avec l’installation de volets roulants sur mesure, vous constaterez une nette amélioration du confort intérieur. En bonus, vous dépendrez moins du chauffage, ce qui réduira votre facture d’énergie. Toutefois, il est important d’effectuer un diagnostic pour identifier les véritables sources des fuites de chaleur. C’est l’unique moyen de savoir quelles solutions mettre en œuvre.

Mieux gérer le système de chauffage

Une partie des pertes de chaleur est liée à la manière dont la chaleur est produite et diffusée. Pour éviter une surconsommation énergétique sans sacrifier le confort, il convient d’adapter la gestion du chauffage à vos besoins.

La première chose à faire est de régler le thermostat pièce par pièce, mais aussi selon les moments de la journée. Les espaces de vie peuvent être maintenus autour de 19°C, et les chambres entre 16 et 17°C. Les pièces peu occupées, quant à elles, peuvent être chauffées à une température encore plus basse. Pour plus de praticité, optez pour un thermostat programmable pour ajuster automatiquement la température selon les heures de présence. Cela évite de chauffer inutilement le logement lorsque personne ne s’y trouve.

En outre, il est conseillé de dégager les radiateurs, car les meubles et les rideaux placés devant les émetteurs de chaleur empêchent une bonne diffusion de l’air chaud. Fermez également les portes des pièces peu utilisées pour concentrer la chaleur dans celles qui sont occupées.

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Malgré de nombreuses turbulences, les énergies renouvelables continuent leur progression dans le pays de l’Oncle Sam. Une nouvelle encourageante pour les États-Unis, et pour le reste du monde. 

En novembre 2024, la réélection de Donald Trump a jeté un froid sur l’ensemble du secteur renouvelable américain et même mondial. Il faut dire que le président américain n’a pas caché son hostilité, en particulier envers les éoliennes. Néanmoins, 2 ans plus tard, force est de constater que l’essor des énergies renouvelables outre-atlantique ne fait que progresser.

Le dernier rapport de la US Energy Information Administration (EIA) en est la parfaite illustration. Ce rapport trimestriel, considérant les 3 premiers mois de 2026, a constaté une forte hausse de la quantité d’électricité produite par les énergies renouvelables. Le rapport indique une augmentation de 11,1 % par rapport au même trimestre de 2025.

En parallèle, la production électrique des centrales au charbon a chuté de 11,4 %, tandis que celle du gaz naturel et du nucléaire ont respectivement augmenté de seulement 1,1 % et 0,9 %. En suivant cette tendance, et en prenant en compte les 57 GW d’énergie renouvelable qui devraient être ajoutés aux capacités totales sur l’année 2026, l’EIA a estimé que la capacité renouvelable dépassera celle du gaz naturel d’ici 2027.

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Une progression majoritairement solaire

À y regarder de plus près, cette hausse n’est pas uniforme, et principalement d’origine solaire. L’EIA révèle ainsi que la production d’électricité solaire, par rapport au premier trimestre 2025, a augmenté de 23,9 %. L’hydroélectricité a augmenté de 21,9 % et l’énergie solaire à petite échelle (moins de 1 MW installé) a augmenté de 11,9 %. En revanche, la hausse de production du secteur éolien peine à dépasser les 2 %.

Ces chiffres révèlent que les efforts de Trump pour déstabiliser le secteur éolien ont malheureusement porté leurs fruits. Rappelons que récemment, TotalEnergies a accepté de renoncer à la construction de 2 parcs éoliens offshore moyennant un accord financier de 928 millions de dollars. Cette somme correspond à ce que TotalEnergies avait versé, en 2022, pour obtenir les deux concessions situées au large de New York et de la Caroline du Nord. Sept États démocrates viennent d’attaquer en justice cet accord financier, estimant qu’il repose sur un dispositif illégal.

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Alors que la France traverse un épisode caniculaire intense, RTE affirme que l’approvisionnement en électricité reste garanti. La consommation devrait rester sous contrôle malgré l’utilisation accrue de la climatisation.

Le thermomètre dépasse les 40 °C sur une large partie de l’hexagone, et l’on pourrait être tenté de penser que le réseau électrique en souffre. Pourtant, à l’exception de quelques points chauds très localisés sur le réseau de distribution d’électricité (Enedis), aucune perturbation n’est constatée. Le gestionnaire du réseau de transport, RTE, veut rassurer sur la situation, dans un communiqué publié le 22 juin.

« Sur la base des éléments connus à date, il n’existe pas d’inquiétude en matière de disponibilité de l’offre en électricité pour l’été à venir. Le niveau de production est suffisant et le système électrique apparaît largement en mesure de faire face aux besoins d’électricité même en cas d’épisodes intenses de canicule et de sécheresse », indique RTE.

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Une petite pointe de consommation liée aux climatiseurs

Une pointe de consommation à 57 GW devrait bien être enregistrée lundi 22 juin à 19h, mais elle restera en dessous du record estival de 60 GW constaté le 1ᵉʳ juillet 2025. L’impact de la chaleur sur la demande électrique reste limité : chaque degré supplémentaire fait grimper la consommation de 0,7 à 1 GW selon l’heure, soit trois fois moins qu’un degré de moins en hiver.

La climatisation a néanmoins pesé sur le réseau avec une hausse de 10 GW dimanche 21 juin et une prévision de 12 GW supplémentaires aujourd’hui par rapport à une période normale. Malgré cela, le parc électrique français disposerait des ressources nécessaires pour assurer la continuité de l’approvisionnement cet été, même si les températures restent élevées de manière durable. RTE n’appelle donc pas les Français à modérer leur consommation.

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Une consommation maîtrisée malgré la canicule

La thermosensibilité du réseau électrique, liée à l’usage des climatiseurs en été, se révèle bien moins marquée qu’en hiver où le chauffage électrique fait exploser les besoins. Notre réseau électrique étant dimensionné pour supporter les froids intenses, les vagues de chaleur ont un impact logiquement moindre sur celui-ci.

Entre dimanche et lundi, l’écart de consommation lié à la climatisation aura progressé de 2 GW. Ces 12 GW supplémentaires représentent l’équivalent de la production de douze réacteurs nucléaires de taille moyenne, mais le parc de production français dispose des marges nécessaires pour absorber ce surplus estival.

RTE présentera prochainement un bilan complet du premier semestre 2026 avec des données détaillées sur la production, la consommation et les échanges d’électricité. Ce document apportera également des perspectives plus précises pour les mois d’été à venir, d’après le gestionnaire du réseau.

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C’est une prise de parole rare en faveur des prix négatifs qui explosent actuellement. Thomas Veyrenc, un des pontes du gestionnaire du réseau électrique RTE, exprime auprès de l’AFP les bénéfices des prix négatifs pour le consommateur et le plan d’électrification à venir. Ils seraient le signe d’une électricité décarbonée, abondante et peu chère.

« On a complètement changé de monde », selon Thomas Veyrenc, directeur général économie, stratégie et finances de RTE. Les prix négatifs sont devenus de plus en plus fréquents à mesure que la part d’électricité décarbonée augmente.

Les prix négatifs apparaissent lorsque l’offre dépasse la demande. Dans ce cas, certains producteurs peuvent être amenés à payer pour injecter leur électricité sur le réseau. C’est le cas lors des journées très ensoleillées ou venteuses et que la consommation est basse (jour férié, le midi…).
En 2026, il y en a eu plus que les années précédentes et ils sont arrivés plus tôt. « Ça, c’est atypique, c’est nouveau », souligne-t-il, et c’est expliqué en partie par la bonne production nucléaire et photovoltaïque.

« Ce qui nous intéresse, c’est le volume de prix négatifs », explique Thomas Veyrenc à l’AFP. Et tant qu’ils sont contenus, fait surprenant, cela peut même devenir avantageux.

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Une bonne situation pour démarrer l’électrification

En tirant les prix de marché vers le bas, c’est « un bouclier pour le consommateur » qui se crée car le réseau est excédentaire. La situation n’a rien à voir avec une crise des prix hauts.

Et pour Thomas Veyrenc, cette abondance peut être une opportunité : « Au moment où vous engagez un effort d’électrification, être en situation d’abondance, ça a quand même beaucoup de vertus ». Alors que la France cherche à décarboner ses transports, son chauffage et son industrie, et qu’un plan d’électrification est presque prêt, disposer d’une électricité abondante n’est pas sans déplaire aux entreprises électrifiant les usages.

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Faute de mieux, les carburants durables constituent le meilleur espoir de décarbonation du secteur aérien. Pour que la France joue son rôle en la matière, quatre entreprises vont construire une usine capable de produire 160 000 tonnes par an de carburant synthétique à Dunkerque. 

Les carburants d’aviation durables, aussi appelés SAF (sustainable aviation fuels), se sont très vite imposés comme la seule véritable solution pour décarboner le plus rapidement possible le secteur de l’aviation. Pour le moment, aucune innovation technologique n’a permis d’imaginer un futur proche dicté par une aviation électrique ou à hydrogène.

Progressivement, les usines de kérosène « vert » se multiplient et l’une d’entre elles devrait voir le jour sur le port de Dunkerque. Les entreprises Airbus, Safran, Tereos et Technip Énergies viennent d’annoncer la création d’une coentreprise appelée Rebound, qui devrait aboutir à la construction d’une usine capable de produire 160 000 tonnes de SAF par an.

Cette création intervient dans un contexte dicté par les directives européennes. La réglementation ReFuelEU Aviation a fixé l’objectif d’utilisation de 6% de SAF dans l’ensemble du kérosène utilisé d’ici 2030, et 70% de SAF utilisé dans l’ensemble du kérosène en 2050. Pour mener à bien le projet, chacun devrait apporter sa pierre à l’édifice. Alors que Safran et Airbus apportent leur connaissance du secteur de l’aérospatial en tant que partenaires industriels, Technip Énergies devrait prendre en charge le développement technique du projet et l’ensemble de l’ingénierie. Enfin, Tereos, grand groupe sucrier et leader européen de la production d’éthanol, devrait fournir et sécuriser l’approvisionnement en éthanol du site.

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Du carburant d’aviation durable, sous certaines conditions

Pour produire du carburant sans pétrole, l’entreprise Rebound compte s’appuyer sur la technologie « Alcohol-to-Jet ». Cette dernière est considérée comme l’une des méthodes les plus pragmatiques pour produire des hydrocarbures artificiels compatibles avec les installations, les équipements et les moteurs des avions actuels.

Elle consiste à transformer un alcool, en l’occurrence de l’éthanol avancé obtenu à partir de résidus agricoles et forestiers, pour obtenir un hydrocarbure synthétique. Cette transformation nécessite de nombreuses étapes : déshydratation, oligomérisation, hydrogénation puis fractionnement.

Néanmoins, qui dit carburant de synthèse ne veut pas nécessairement dire carburant durable. Les équipes de Rebound vont devoir travailler sur l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement de l’usine pour obtenir un éthanol au bilan carbone le plus bas possible. Sans cette étape indispensable, le SAF obtenu pourrait afficher un bilan carbone peu avantageux en comparaison à son homologue fossile.

L’article Ces 4 géants français s’associent pour produire du e-kérosène est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Comme chaque été, mais cette fois bien plus tôt, la chaleur pousse certains réacteurs à réduire leur production en conséquence de leur « source froide » qui se réchauffe. Les rejets dans les fleuves sont strictement encadrés sur la température.

EDF indique à l’AFP surveiller l’impact des températures sur son parc nucléaire. Des baisses temporaires de production sont mises en place, souvent sur les sites refroidis par l’eau d’un fleuve, notamment le Rhône (Bugey, Cruas, Saint-Alban, Tricastin), la Loire (Saint-Laurent, Civaux, Dampierre, Belleville, Chinon) ou la Garonne (Golfech). Si elles représentent seulement 0,3 % de la production depuis 2000, ces baisses/arrêts de production pourraient grimper à 1,4 % à l’horizon 2035 et 1,5 % en 2050.

En période de canicule, la hausse de la température de l’eau ou la baisse des débits peut conduire à des limitations de rejets thermiques afin de préserver les écosystèmes aquatiques et de respecter la réglementation.

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Un plan d’adaptation est en préparation

EDF tient à préciser que ces ajustements sont anticipés et encadrés et qu’ils n’impactent que marginalement la disponibilité globale du parc. L’énergéticien national a annoncé investir 8,7 milliards d’euros sur quinze ans pour adapter son parc aux effets du réchauffement climatique. Il étudie plusieurs solutions comme l’amélioration du refroidissement des rejets ou la modernisation des circuits. D’après ses projections, la Cour des comptes anticipe des indisponibilités multipliées par trois ou quatre d’ici 2050 si aucune adaptation supplémentaire n’est mise en œuvre.

Une des possibilités de mal-adaptation pour faire face à la vague de chaleur actuelle est de refroidir l’eau ayant déjà servi à refroidir les réacteurs nucléaires. Un circuit secondaire d’eau trop chaude pour être rejetée dans le fleuve et dont la température serait davantage abaissée dans un second temps est à l’étude, révèle l’Opinion.

L’article Face aux canicules, EDF réfléchit à refroidir davantage l’eau rejetée par ses centrales nucléaires est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le parti d’extrême droite n’a pas dit son dernier mot concernant le moratoire sur les énergies renouvelables. Révélé par le média Greenunivers, le RN préparerait une nouvelle proposition de loi à faire passer avant la présidentielle.

Le Rassemblement national (RN) relance son moratoire sur les ENR. Selon le média Greeunivers, les députés RN finalisent une nouvelle proposition de loi (PPL) visant à instaurer un moratoire sur l’éolien et le photovoltaïque en métropole continentale. Le texte prévoit l’interdiction des nouveaux soutiens publics. Les grands projets solaires et éoliens, entre autres, n’étant pas rentables sans appel d’offres de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), cela reviendrait purement et simplement à stopper leur développement.

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Selon le journaliste Paul Messad, cette proposition de loi s’inscrit dans un objectif plus large de faire baisser le prix de l’électricité autour de 50-60 euros le mégawattheure (€/MWh) avec la création d’un « prix national régulé de l’électricité », la modification de l’ordre de mérite du marché (qui fixe le prix sur la dernière centrale appelée) et la baisse de la fiscalité sur l’électricité, notamment.

Et ce moratoire ne s’appliquerait pas uniquement aux nouveaux projets. Un réexamen des contrats de soutien existants ainsi qu’une suppression du mécanisme de capacité seraient envisagés selon les sources de Greenunivers.

Continuer de mettre la pression jusqu’à la présidentielle

Les députés Maxime Amblard et Jean-Philippe Tanguy portent cette PPL, les mêmes qui étaient omniprésents lors de la PPL Gremillet, texte législatif derrière la PPE. En 2025 justement, un amendement similaire avait été adopté lors de l’examen de la proposition de loi Gremillet à l’Assemblée nationale et avait fait trembler toute la filière.

À un an de la présidentielle, l’attaque n’attend pas. C’est peut-être pour cela que l’AO 10, ce gigantesque appel d’offres éolien, est censé dévoiler ses résultats juste avant la présidentielle.

L’article Moratoire éolien et solaire : le RN remet la pression à un an de la présidentielle est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le gouvernement a publié le cahier des charges de l’appel d’offres éolien en mer numéro 10 (AO10) avec 10 gigawatts (GW) mis en concurrence sur onze projets répartis sur l’ensemble des façades maritimes françaises. C’est le plus gros appel d’offres jamais lancé.

Les candidats ont jusqu’au 12 octobre pour déposer leurs offres auprès de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). 10 GW, soit l’équivalent de la puissance de huit réacteurs nucléaires. Les lauréats seront dévoilés en février 2027, juste avant la présidentielle. L’AO10 et son cahier des charges montrent quelles zones seront privilégiées avec les puissances associées. La cartographie des zones prioritaires est la suivante : la Manche est la façade la plus importante, la Bretagne et la Méditerranée suivent sur l’éolien flottant.

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La Méditerranée se concentre sur l’éolien flottant

La façade Manche Est – mer du Nord récupérera 4 GW avec trois extensions du futur parc de Fécamp Grand Large, chacune représentant 1,35 GW. Ils partageront leur raccordement pour diminuer les Capex. Sur la façade sud-atlantique, l’État remet également à l’AO le projet Oléron 1, un parc posé de 1,2 GW au large de la Charente-Maritime. En Bretagne, deux projets d’éolien flottant arriveront : Bretagne Nord-Ouest (1,2 GW) au large du Finistère et Bretagne Sud 2 (500 MW) au sud de la région.

La façade Méditerranée aura 3 GW. Le projet narbonnais Sud Hérault 2 avec 500 mégawatts (MW), Golfe de Fos 2 et Golfe du Lion Centre entre trois parcs pour 2,2 GW. Cette zone est un concentré d’éoliennes flottantes. Au total sur toutes les façades, l’appel d’offres se répartit quasiment également entre éolien posé (5,25 GW) et éolien flottant (4,9 GW).

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Le pari d’une électricité à 100 €/MWh

Au-delà des volumes impressionnants, c’est le mécanisme de rémunération qui changera la stratégie des développeurs. Un objectif de prix moyen pondéré inférieur à 100 euros par mégawattheure (€/MWh) pour l’ensemble des projets attribués : concrètement, ce seuil ne s’appliquera pas parc par parc mais sur la moyenne des offres retenues.

Si cette moyenne dépasse 100 €/MWh, l’État pourra choisir de ne pas attribuer certains projets, sauf pour les extensions de Fécamp Grand Large, privilégiées car leur abandon engendrerait des coûts échoués de raccordement particulièrement élevés.

La CRE doute car, même si ce tarif n’est « pas a priori sous-dimensionné », elle met en garde contre l’inflation déjà subie par les développeurs et s’interroge sur le choix d’un prix moyen pondéré à l’échelle de l’appel d’offres plutôt qu’un plafond individuel par projet.

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Il va maintenant falloir assumer cette décision. La Commission européenne a annoncé le financement de nouveaux onduleurs chinois pour des projets photovoltaïques. Cette décision, bien que positive en matière de cybersécurité, devrait peser lourd sur le déploiement de nouvelles capacités solaires en Europe à court et moyen terme. 

Le mois dernier, la Commission européenne a tranché : elle ne financera plus d’onduleurs solaires fabriqués en Chine. Cette décision intervient dans un contexte géopolitique mondial de plus en plus tendu, dans lequel l’Union européenne cherche à retrouver une souveraineté globale et à limiter ses dépendances, en particulier dans le domaine de l’énergie.

Or, les onduleurs chinois connectés à internet posent question. Considérés comme « à haut risque », ils pourraient être utilisés pour perturber le réseau électrique européen et provoquer des pannes de courant d’importance nationale. Certains pays n’ont d’ailleurs pas attendu la Commission européenne pour prendre des mesures. La Lituanie a récemment déclaré ne plus vouloir d’onduleurs chinois. Désormais, tous ses projets auront recours à du matériel fabriqué dans l’Union européenne ou aux États-Unis.

L’impact de la Chine est immense sur le déploiement de l’énergie photovoltaïque dans l’Union européenne. Sur les dernières années, environ 70 % des onduleurs installés ont été fabriqués par Huawei ou Sungrow.

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Cybersécurité ou objectifs carbone, il faut choisir

Néanmoins, cette décision n’est pas sans conséquence et pourrait avoir un impact direct sur la vitesse de déploiement de nouvelles capacités photovoltaïques. Selon Reuters, la décision de l’UE pourrait affecter 20 % des nouvelles capacités solaires, soit au moins 14 GW de puissance potentielle chaque année. Pour l’heure, les alternatives européennes sont 20 % à 40 % plus chères, ce qui devrait entâcher la rentabilité de projets solaires déjà difficiles à rentabiliser.

D’ailleurs, si l’Europe veut gagner en indépendance en matière de photovoltaïque, la création d’une filière 100% européenne se montre d’une grande complexité. Il suffit de voir le destin de Carbon, la gigafactory française qui devrait naître à Fos-sur-Mer.

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GRDF en fait-il trop pour vanter les avantages du biométhane ? Le gestionnaire de réseau de gaz a récemment été dans le viseur de la CRE pour cause de communication trompeuse. Ce constat de la CRE arrive à un moment où la filière du gaz est en difficulté, peinant à trouver sa place dans une transition énergétique de plus en plus portée sur l’électricité. 

C’est un constat en forme de rappel à l’ordre. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient de publier son rapport sur « le respect des codes de bonne conduite et l’indépendance des gestionnaires de réseaux d’électricité et de gaz naturel » sur la période 2023-2025. Ce rapport se compose de plusieurs audits réalisés auprès des différents gestionnaires de réseaux, qui sont destinés à vérifier que chaque gestionnaire respecte le périmètre de sa mission.

La CRE évoque un niveau de conformité élevé, mais dévoile tout de même quelques irrégularités, en particulier en matière de communication. La commission a constaté, dans le domaine du gaz, que certaines actions de communication dépassent le périmètre de mission des gestionnaires de réseaux, et ne respectent pas toujours l’indépendance entre les activités de production et de fourniture du gaz. Par exemple, GRDF a communiqué sur des modes de production du biométhane à plusieurs reprises avec, par exemple, la mise en avant d’inaugurations de méthaniseurs.

D’autre part, des campagnes publicitaires menées par GRDF sont exclusivement axées sur le gaz vert, et ont pu engendrer une confusion entre gaz fossile et gaz vert, en omettant le fait que le gaz vert ne représentait que 3,2% du gaz consommé en 2024. Selon la CRE, cette confusion s’apparente à la promotion du gaz fossile ou de ses usages.

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La filière gaz, grande perdante de l’électrification des usages

Ces rappels arrivent dans une période compliquée pour la filière gaz, et en particulier pour la filière du biométhane. Si GRDF multiplie les campagnes de communication autour du biométhane, c’est parce que le gestionnaire de réseau croit dans un mix gazier 100 % renouvelable d’ici 2050. Le gestionnaire met ainsi en avant des technologies de production comme la méthanisation ou la pyrogazéification.

Néanmoins, le gouvernement semble avoir choisi la voie de l’électrification pour décarboner le pays, plutôt que le gaz vert. D’ailleurs, si le biogaz constitue l’une des solutions pour la décarbonation du mix énergétique, il a l’inconvénient de reposer sur le vivant. De ce fait, sa production ne peut pas être augmentée de manière infinie, sous peine de déstabiliser durablement les productions agricoles et les réserves forestières.

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Voilà enfin une avancée concrète en matière de petit réacteur nucléaire modulaire (SMR). Une startup américaine privée est parvenue à atteindre la criticité pour son prototype de micro-réacteur. Désormais, elle doit faire valider son design auprès de la Commission américaine de régulation du nucléaire (NRC) pour espérer une commercialisation d’ici septembre 2028.

Il aura fallu moins de 12 mois aux équipes de la startup Antares pour passer du concept à la criticité. Le prototype Mark-0, essentiel au développement des micro-réacteurs nucléaires commerciaux de la startup, vient d’atteindre la criticité dans le laboratoire Idaho National Laboratory (INL). Cela signifie qu’il est en mesure de produire sa propre énergie en continu grâce à une réaction de fission auto-entretenue.

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Un refroidissement au sodium

Contrairement à la plupart des réacteurs nucléaires actuels, la technologie de refroidissement choisie par Antares n’est pas à eau pressurisée. Ici, ce sont des caloducs au sodium qui sont utilisés pour refroidir passivement le réacteur. Cette technologie a l’avantage d’avoir un circuit de refroidissement fonctionnant à la pression atmosphérique, ce qui permet d’éviter les risques de surpression et d’explosion de vapeur (cf. Tchernobyl).

En contrepartie, une attention toute particulière doit être portée à la gestion du sodium. Ce dernier s’enflamme au contact de l’air, et réagit violemment avec l’eau. Son utilisation a engendré plusieurs incidents nucléaires, comme en 1995, dans la centrale japonaise de Monju. Peu de temps avant, une explosion due au sodium a également eu lieu dans des locaux proches du réacteur de recherche français Rapsodie. L’événement avait entraîné la mort d’un technicien.

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Antares fait la course en tête

Antarès vise le déploiement du R1, un petit réacteur nucléaire d’une puissance comprise entre 100 kWe et 1 MWe, d’ici 2028. Capable de fonctionner plus de 6 ans sans rechargement, ce réacteur se destine principalement à alimenter les installations militaires.

Pour les États-Unis, le développement des SMR constitue un enjeu stratégique majeur. De ce fait, le Department of Energy (DOE) a lancé en août dernier le Reactor Pilot Program, un programme d’accompagnement de 11 projets de type SMR avec l’objectif d’atteindre la criticité pour plusieurs d’entre eux avant le 4 juillet 2026. Si Antares a gagné cette première étape, il lui reste maintenant à faire homologuer sa technologie par la Commission américaine de régulation du nucléaire (NRC). Pour l’heure, seule la startup NuScale a réussi à faire valider son design de SMR.

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EDF n’aura bientôt plus d’éoliennes ni de panneaux solaires en Amérique du Nord ! L’électricien français serait en discussion avancée avec une compagnie américaine pour le rachat des 6,1 GW de capacités renouvelables actuellement en service outre-Atlantique. Cette cession pourrait rapporter 4 milliards d’euros à EDF. 

Chez EDF, on cherche à faire des économies à tout prix. Si les résultats sont globalement bons, l’électricien français accuse toujours une dette de 50 milliards d’euros, et fait face à une montagne d’investissements pour permettre l’électrification de la France. En fin d’année dernière, Bernard Fontana, PDG d’EDF, a donné le ton en annonçant une série de mesures destinées à assainir la situation financière du groupe pour lui redonner une dynamique financière positive. Parmi ces séries de mesure, l’une d’entre elles a fait parler : celle de prioriser la France, le nucléaire et l’hydroélectricité.

C’est donc en toute logique que le groupe a lancé, il y a quelques mois, le projet Lafayette. Objectif : céder l’intégralité du portefeuille éolien et photovoltaïque d’EDF en Amérique du Nord. Représentant 35 % de tout le portefeuille solaire et éolien d’EDF (à fin 2024), il englobe 6,1 GW d’installations en service et 19,2 GW de projets en développement répartis entre le Canada, le Mexique et les États-Unis.

L’heureux gagnant pourrait bien être LS Power, une compagnie américaine d’électricité qui est entrée en discussions avancées avec EDF. Si rien n’est encore signé, des rumeurs évoquent un accord annoncé d’ici la semaine prochaine. L’opération pourrait avoisiner les 4 milliards d’euros.

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Financer les futurs EPR2

Si on est bien loin des 73 milliards d’euros évoqués pour la construction des 6 nouveaux EPR2, ces 4 milliards d’euros pourraient permettre à EDF d’envoyer un message fort concernant l’assainissement de ses comptes. D’ailleurs, en février, Bernard Fontana indiquait que les transferts d’actifs et cessions envisagés représentaient une enveloppe de 20 milliards d’euros.

Dans tous les cas, EDF va devoir trouver des sources de financement pour les presque 500 milliards d’euros de besoins d’investissement évoqués par la Cour des Comptes à l’horizon 2040. Parmi ces solutions de financement, EDF pourra notamment compter sur le Livret A des français.

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