La loi change à partir de 2027 : ce ne seront plus seulement les installations neuves qui devront être équipées d’un thermostat, mais également les installations anciennes. Autrement dit tout le monde est concerné par ce décret. Que dit-il ? Nous vous proposons d’y voir un peu plus clair.

Depuis 2018, la loi a rendu obligatoire l’installation d’un thermostat lors de la pose d’une chaudière neuve. Ces exigences ont été renforcées par le décret n°2023-444, signé le 7 juin 2023. Ce décret prévoit en effet qu’un équipement permettant la régulation automatique du chauffage équipe chaque bâtiment au 1ᵉʳ janvier 2027. Cet équipement doit permettre de programmer son chauffage de manière précise, pièce par pièce, et avec un pas horaire.

Il s’agit d’une mesure de sobriété énergétique, visant à permettre de mettre en œuvre des économies d’énergie. En effet, d’après l’Ademe, un thermostat programmable permet d’économiser jusqu’à 15 % des dépenses d’énergie. Si la réglementation précédente ne concernait que les nouveaux systèmes de chauffage, ce dernier décret s’applique également aux installations anciennes. C’est donc un changement important de la manière dont la loi est mise en œuvre en la matière.

Une exigence technique sur la précision du pilotage de la température

Un thermostat associe d’une part la mesure de la température réelle dans la pièce, mais également une modulation de la puissance des systèmes de chauffage vis-à-vis d’une consigne de température. Si la température mesurée est inférieure à la consigne, la puissance de chauffage est augmentée ; inversement, si la température est supérieure à la consigne, le thermostat réduit la puissance, voire suspend le chauffage. Ainsi, il est possible d’atteindre précisément la température de consigne. Un thermostat permet donc de contrôler précisément la température dans une pièce.

Le décret définit assez précisément les thermostats qui sont autorisés. Ils doivent pouvoir être programmables, c’est-à-dire qu’ils doivent permettre de fixer des consignes de température différentes selon les heures de la journée ainsi que selon les jours de la semaine. Le décret définit une gamme minimale de quatre « allures » de chauffage : « confort », « réduit » (avec une commutation automatique entre ces deux dernières), « hors-gel » et « arrêt ».

Cette définition autorise les systèmes programmables à partir d’un boîtier de commande, mais aussi les thermostats dits « connectés », c’est-à-dire pilotables à partir d’une application à distance installée, par exemple, sur un smartphone ou un ordinateur. Les thermostats dits « intelligents », c’est-à-dire automatisés par exemple vis-à-vis des prévisions météo ou des habitudes de l’utilisateur, sont également autorisés.

En d’autres termes, les thermostats, ou têtes thermostatiques, qui ne disposent que d’un bouton marche/arrête, ou seulement d’un réglage en puissance, sans suivi précis de la température, en revanche seront interdits.

Le décret voit large

Tous les bâtiments sont concernés : logements individuels et copropriétés (incluant celles équipées d’un chauffage collectif), ainsi que les bâtiments tertiaires. Les bâtiments neufs et anciens sont soumis à cette obligation, de manière égale.

Les exceptions sont peu nombreuses. Elles concernent en particulier les systèmes de chauffage dont l’alimentation en combustible n’est pas automatisée, typiquement un poêle à bûche, dont l’alimentation est manuelle. Il est également possible de déroger à la réglementation si une étude permet de démontrer que l’installation n’est pas rentable d’un point de vue technique ou économique.

Pas de sanction prévue

À ce jour, les moyens de contrôle ainsi que les sanctions n’ont pas été définies dans le décret. Mais il est vraisemblable que de nouveaux décrets en ce sens soient émis d’ici à l’entrée en vigueur de la loi, au 1er janvier 2027.

Pour finir, il faut rappeler que le dispositif Coup de pouce Pilotage a été supprimé le 22 novembre 2024. Il ne permettra donc plus de financer ce type de dispositif, avant qu’un nouveau dispositif soit mis en place – ce qui n’est pas garanti au regard des sévères difficultés de budget rencontrées par les derniers gouvernements. À noter enfin que des solutions gratuites existent pour le chauffage électrique, comme le thermostat Voltalis ou Tiko.

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Alors que l’EPR de Flamanville a fait exploser le budget, le programme des 6 EPR2 semble bien parti pour en faire autant. Doit-on continuer dans cette voie pour assurer l’indépendance énergétique de la France ?

La relance du nucléaire, amorcée par Emmanuel Macron, est-elle vraiment une bonne idée ? À en croire son dernier rapport, la Cour des Comptes semble sceptique. L’institution publique dénonce non-seulement « la rentabilité médiocre » qui attend l’EPR de Flamanville, mais également ce qui manque actuellement pour que le programme de construction de 6 EPR2 soit une réussite.

Dans ce rapport, la Cour des Comptes pointe du doigt « des incertitudes préoccupantes sur l’absence de financement du programme et sur l’avancement de la conception de l’EPR2 ». Aussi, l’institution questionne sur le potentiel impact négatif des chantiers menés à l’étranger par EDF, comme le réacteur de nucléaire Hinkley Point C. Face à cette situation, on pourrait légitimement se poser la question de savoir si le choix de l’EPR2 est le bon, et des potentielles alternatives.

L’herbe est-elle plus verte ailleurs ?

De leur côté, l’Américain Westinghouse et le coréen KEPCO connaissent, eux aussi, des difficultés avec la mise en service de leurs réacteurs. Westinghouse a bien mis en service un nouveau réacteur en 2023 dans la centrale de Vogtle. Mais ce réacteur, premier modèle AP1000 des USA, a nécessité 10 ans pour un coût de 15 milliards de dollars. KEPCO a récemment mis en service la centrale de Barakah, aux Émirats Arabes Unies. Composée de 4 réacteurs APR1400, elle aurait coûté 24,4 milliards de dollars, soit 6,1 milliards par réacteur pour une durée de travaux de 9 ans pour chaque réacteur.

En réalité, le problème est plus profond qu’une question de design de réacteur, ou d’élaboration d’un budget. Pour s’en convaincre, il suffit de comparer les projets d’Olkiluoto 3, d’Hinkley Point C ou de Flamanville 3 aux deux EPR construits à Taishan. Alors que la durée moyenne des chantiers européens dépasse les 15 ans, les deux EPR chinois ont été construits en moins de 10 ans. De la même manière, face aux 11 milliards d’euros de Olkiluoto 3 et aux 19 milliards de Flamanville 3, chaque EPR chinois n’aurait coûté « que » 6,1 milliards d’euros.

Cette différence s’explique en grande partie par la très forte activité nucléaire de la Chine, qui compte une trentaine de réacteurs en construction sur son territoire. Cette forte domination lui permet de partager le leadership technologique avec la Russie, et ainsi de disposer d’un très important réservoir de compétences.

À l’inverse, les filières nucléaires européennes et même américaines n’en sont pas au même stade. Avant, Flamanville 3, la France n’avait pas mis de réacteur en service depuis 2000. La dernière mise en service d’un réacteur nucléaire de 1995 au Royaume-Uni et de 1980 en Finlande !

C’est en forgeant qu’on devient forgeron

Deux solutions se présentent donc à la France :

• Faire confiance aux deux pays qui ont dessiné 48 des 52 réacteurs en construction depuis 2017, à savoir la Russie et la Chine.
• Créer une filière forte, capable de concurrencer les références nucléaires mondiales.

Compte tenu du contexte international, il apparaît évident que la première solution n’en est pas une. Ainsi, le choix des EPR2 semble incontournable, car il permet de garder une certaine souveraineté technologie, et les entreprises américaines ou coréennes ne proposent pas d’alternatives beaucoup plus intéressantes en termes de budget. Néanmoins, face aux défis de restructuration d’une filière aussi exigeante que celle du nucléaire, l’appui de l’État sera indispensable à EDF. D’ailleurs, si la Cour des Comptes a laissé entendre que les projets étrangers tels que Hinkley Point C ou Sizewell C pouvaient être des freins au développement du programme des 6 EPR2, ils peuvent également être vus comme des étapes importantes de cette restructuration, permettant notamment d’emmagasiner des retours d’expérience.

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Elle est parfois jugée peu efficace pour chauffer efficacement de grands logements, accusée de faire exploser les factures d’électricité, mais au-delà des polémiques, que consomme réellement une pompe à chaleur air/eau ? Pour le savoir, nous avons installé un compteur électrique sur un modèle produisant de l’eau chaude sanitaire et assurant le chauffage intégral d’une maison de 150 m². Le résultat est tout bonnement surprenant.

Lorsqu’il faut remplacer une vieille chaudière au fioul, la pompe à chaleur (PAC) est souvent le choix privilégié. Il faut dire qu’avec les aides financières monumentales accordées à ce mode de chauffage, le tarif devient imbattable. C’est ce dont a bénéficié le logement où nous avons installé notre petit compteur électrique. Ce foyer a payé seulement 5 784 euros pour se débarrasser d’une chaudière au fioul au profit d’une PAC air/eau de 16 kW. Un rabais de 9 000 euros permis grâce à l’obtention d’une prime Ma Prime Rénov’ et d’une prime CEE.

L’abandon du fioul a-t-il pour autant entraîné une explosion de leur facture d’électricité ? En toute logique, lorsqu’on remplace le pétrole par l’électricité pour produire de la chaleur, l’on consomme davantage d’électrons. Rien de plus normal, puisqu’on substitue une énergie par une autre. Toutefois, l’utilisation d’une pompe à chaleur permet généralement de rester compétitif : les factures de fioul économisées compensent largement la hausse de celles d’électricité. Cette maison de 150 m² bien isolée située au sud des Alpes-de-Haute-Provence achetait en moyenne pour 2 900 euros de fioul chaque année. En 2024, la deuxième année suivant le remplacement de la chaudière au fioul par une PAC, l’appareil a consommé 639 euros d’électricité. Une économie annuelle de 2 261 €, tout bonnement ahurissante.

Le relevé de consommation mois par mois

Notre compteur a donc relevé une consommation totale de 3 280,27 kWh sur l’année. La courbe de consommation mois par mois révèle logiquement une très forte hausse de la consommation durant la saison froide. D’avril à octobre, la PAC n’est pas utilisée pour alimenter les radiateurs, mais uniquement pour produire de l’eau chaude sanitaire. Il faut noter que le mois de septembre est particulièrement bas, avec seulement 10,4 kWh. Il ne s’agit pas d’un record de sobriété des occupants. Ces derniers se sont absentés de leur logement durant le mois complet. Une absence qui n’a pas d’impact significatif sur le résultat annuel, le mois de septembre étant presque aussi chaud que le mois de juin. La dizaine de kilowattheures consommés correspond ainsi au circulateur de la pompe à chaleur, qui évite la stagnation d’eau dans le circuit.

En optant pour une pompe à chaleur en remplacement d’une chaudière au fioul, ce logement semble donc avoir réalisé une excellente opération. À ce rythme, l’investissement de 5 784 euros consenti par les propriétaires devrait être amorti en seulement 2,5 ans. Mais au-delà de l’avantage économique, ce couple réduit également ses émissions de CO2 d’une manière assez radicale. Les 2 600 litres de fioul jadis brûlés annuellement rejetaient 8 452 kg de CO2 équivalent. Les 3 280 kWh d’électricité désormais consommés par la PAC n’émettent indirectement que 105 kg de CO2 équivalent, grâce à un réseau électrique national français très décarboné. Dans leur cas, l’impact carbone est divisé par 80. Plutôt impressionnant.

Une pompe à chaleur efficace par grand froid ?

Il faut toutefois remarquer que cette maison est située dans une localité du sud des Alpes-de-Haute-Provence qui bénéficie d’un climat relativement doux. La température moyenne en janvier, mois le plus froid, est d’environ 5 °C et les gelées nocturnes, bien que systématiques en hiver, ne dépassent que très rarement -5 °C. Ce climat permet à la pompe à chaleur d’afficher une consommation électrique évidemment plus faible que si elle était installée dans l’extrême nord-est de la France.

La fiche technique du modèle mesuré, une Atlantic Alféa Excellia Duo HP AI de 16 kW, annonce d’ailleurs un coefficient de performance (COP) de 2,6 à une température extérieure de 7 °C et une température d’eau de 55 °C. Cela signifie que pour 1 kWh d’électricité consommée, cette pompe à chaleur restitue 2,6 kWh d’énergie thermique. À une température extérieure de -7 °C, qui devient très rare année après année, le COP chute à 1,85. Son fabricant garantit un départ d’eau à 60 °C jusqu’à une température extérieure de -20 °C, ce qui permet à la PAC d’assurer sa fonction même lors d’une improbable, mais rude vague de froid.

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Deux annonces récentes illustrent la volonté du gouvernement de rationaliser les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables, et notamment aux petites centrales solaires photovoltaïques, afin de réduire les coûts et d’améliorer leur efficacité.

Le gouvernement, par la voix de Marc Ferracci, ministre de l’Industrie et de l’Énergie, a dévoilé le 20 janvier au Sénat un projet de révision des subventions publiques destinées aux petites installations photovoltaïques, jusqu’à 9 kilowatts crêtes (kWc). « Au fond, nous voyons que les petites installations [photovoltaïques] sont surtout pertinentes pour [autoconsommer] l’énergie produite et que, dans ce cas, elles peuvent trouver une rentabilité avec un moindre soutien public. »

Le ministre a souligné que ces installations, souvent utilisées pour l’autoconsommation, entraînent des coûts de raccordement importants. De plus, leur production intermittente, difficile à piloter, a favorisé l’apparition d’épisodes fréquents de prix négatifs sur le marché de l’électricité en 2024. Face à ces constats, le gouvernement entend recentrer les aides sur les installations les plus performantes et estime que cette réforme pourrait engendrer une économie de 214 millions d’euros dès 2025​.

Limiter la production en cas de prix négatifs

Dans le même esprit de rationalisation, le Sénat a adopté un amendement visant à encadrer la production d’électricité subventionnée lorsque les prix deviennent négatifs sur le marché spot. Ce dispositif permettra à EDF Obligation d’Achat (EDF OA) et aux entreprises locales de distribution (ELD) de demander l’arrêt ou la limitation temporaire des installations concernées.

Ce mécanisme, déjà évoqué par le précédent gouvernement, mais repoussé car la partie « recette » du gouvernement Barnier avait été rejetée, cible les grandes installations, comme les parcs éoliens offshore des premiers appels d’offres ou les centrales photovoltaïques de forte capacité. Les petites installations de moins de 10 mégawatts sont exclues de cette mesure. L’objectif est de réduire les pertes financières causées par ces heures de prix négatifs pour l’État, qui souhaite actuellement se serrer la ceinture. Elles ont coûté 30 millions d’euros en 2024. La réforme devrait limiter ce coût à 5 millions d’euros dès 2025​.

Dans le même temps, une décision constitutionnelle a été rendue le 24 janvier 2025 par le Conseil constitutionnel. Saisi sur la constitutionnalité du déplafonnement du montant des primes versées à l’État par les producteurs renouvelables dans le cadre des contrats de complément de rémunération, le Conseil constitutionnel a décidé d’abroger la loi à compter du 31 décembre 2025. L’État, à la recherche de recettes supplémentaires dans un contexte de hauts prix de l’électricité, avait décidé, en 2023, de ne plus mettre de limite aux reversements des producteurs renouvelables à EDF OA.

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Les interconnexions électriques entre la France et l’Espagne devraient atteindre près de 5 GW à partir de 2028, avec la mise en service d’une nouvelle liaison à très haute tension. Face au développement massif du renouvelable, l’intérêt de cette nouvelle ligne est national, et même européen. 

Les équipes de RTE viennent d’entamer un projet de liaison électrique chiffré à plus de 3 milliards d’euros. Ici, il ne s’agit pas de relier un nouveau parc éolien offshore, mais d’améliorer la puissance d’interconnexion entre la France et l’Espagne, qui plafonne à 2 800 MW. Pour cela, le gestionnaire de réseau et son homologue espagnol ont dessiné un tracé de quelque 390 km entre Bordeaux et Bilbao.

Les chiffres de ce projet sont impressionnants : la capacité de cette liaison en 400 kV atteint les 2 200 MW. Principalement sous-marin, le câble électrique devra toutefois faire une incursion dans la terre ferme à cause du Gouf de Capbreton. Créé par l’écartement de deux plaques tectoniques, ce canyon sous-marin, dont la profondeur croît brutalement, aurait été trop difficile à traverser.

Le tracé de la future ligne haute tension France – Espagne / Carte : Openinframap, Révolution Énergétique.

« Faire jouer la solidarité entre les énergies renouvelables des territoires »

On peut néanmoins se demander l’intérêt d’une telle interconnexion entre la France et l’Espagne. Selon RTE, il s’agit là d’une liaison nécessaire pour mieux utiliser l’énergie produite par les énergies renouvelables qui sont présentes de part et d’autres de la frontière. Ainsi, le surplus de production photovoltaïque espagnol pourra contribuer au mix électrique français, tandis que, durant d’autres périodes, c’est plutôt l’éolien français des côtes de la Manche qui pourrait, à son tour, participer au mix électrique espagnol.

L’intérêt est même plus grand, puisque cette interconnexion participe à la création d’un réseau électrique européen, qui permettrait d’optimiser la production renouvelable à l’échelle du continent. D’ailleurs, la Commission Européenne a participé au financement de ce projet à hauteur de 500 millions d’euros.

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Pour la première fois, l’énergie solaire a dépassé le charbon dans la production d’électricité des 27 pays membres, selon le dernier rapport du think tank britannique Ember.

C’est la première fois que les panneaux solaires surpassent la production d’électricité à partir de charbon, relève le think tank Ember dans un rapport. Cette évolution montre l’accélération de la transition vers les énergies renouvelables au sein de l’UE. Le solaire a donc représenté 11 % de la production d’électricité en 2024, contre 10 % pour le charbon. Une progression fulgurante quand on sait qu’en 2019, le charbon était encore la troisième source d’énergie de l’UE.

Un déclin marqué des énergies fossiles

Le rapport d’Ember met en lumière plusieurs tendances significatives. Parmi elles :

• La part des énergies renouvelables dans le mix électrique européen a atteint 47 % en 2024, contre seulement 34 % en 2019
• La production d’électricité à partir de combustibles fossiles a chuté à un niveau historiquement bas, ne représentant plus que 29 % du mix énergétique, contre 39 % il y a cinq ans
• La production d’électricité à partir de gaz a diminué pour la cinquième année consécutive

Ces chiffres démontrent précisément que « les combustibles fossiles perdent leur emprise sur l’énergie de l’UE », souligne le Dr Chris Rosslowe, auteur principal du rapport.

Des bénéfices économiques

La transition hors des fossiles a, bien sûr, des avantages environnementaux. « Les émissions du secteur de l’électricité sont désormais tombées à la moitié de leur niveau maximum, en 2007 » relève-t-il. Mais elle a également permis à l’UE de réaliser d’importantes économies. Selon Chris Rosslowe, « la croissance de l’énergie solaire depuis 2019 a permis à l’UE d’éviter 59 milliards d’euros d’importations de combustibles fossiles ».

La progression des renouvelables entraîne de nouveaux enjeux de flexibilité dans la production pour l’équilibre du réseau électrique. Le rapport souligne ainsi que le déploiement de batteries a nettement progressé, avec une capacité installée de 16 GW en 2023 contre 8 GW en 2022. Ceci, pour lutter contre le phénomène grandissant des heures à prix négatifs. Elles représentent 4 % des heures en moyenne dans l’UE, contre 2 % en 2023, et se sont produites pratiquement partout parmi les 27, souligne Ember.

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En Belgique, des turboréacteurs dérivés de Boeings 707 sont activés en situation d’urgence pour répondre à une demande en électricité dépassant les capacités habituelles.

Fonctionnant généralement au gaz ou au kérosène, les turboréacteurs peuvent démarrer rapidement pour faire décoller un avion, mais aussi… pour produire de l’électricité. Du moins, dans une version spécialement adaptée. Chez nos voisins belges, ce sont des turbines dérivées de celles utilisées pour la propulsion des vieux Boeings 707 qui sont mis à contribution dans certaines situations. Comme on peut s’en douter, leur usage reste coûteux et très polluant, car ils consomment de grandes quantités de carburant. Ces moteurs, peu efficaces, ne sont activés qu’en cas de déséquilibre critique entre l’offre et la demande d’électricité. Matthias Detremmerie, cofondateur du fournisseur belge Elindus, justifie leur utilisation auprès de Belga : « la situation doit déjà être très grave, avec des prix de déséquilibre de l’ordre de 1 000 euros par mégawattheure (€/MWh), voire plus chers ».

En 2025, ces turbines à réaction ont déjà été mises en marche à plusieurs reprises. Le 14 janvier, lors d’une chute de neige, et à nouveau récemment à la suite de l’arrêt imprévu du réacteur nucléaire de Tihange 1. Cette panne a entraîné des prix records, atteignant jusqu’à 2 450 €/MWh, forçant l’activation des turboréacteurs pour éviter une défaillance du réseau.

Augmenter le stockage d’énergie pour éviter d’allumer les réacteurs

L’activation de ces moteurs révèle les défis auxquels fait face le système énergétique belge. En janvier, les conditions climatiques ont été particulièrement défavorables à la production d’énergies renouvelables. Malgré la demande croissante en électricité, l’éolien et le solaire n’ont presque rien produit pendant cette période, laissant le pays dépendant de ses capacités conventionnelles, déjà utilisées à plein régime.

Cette situation montre que le réseau belge doit gagner en flexibilité. Notamment en investissant dans des solutions de stockage et des interconnexions, et en engagent les citoyens belges vers une consommation plus flexible. Comme nous le notions dans un précédent article, la production française vole parfois au secours du réseau belge. Si les turboréacteurs remplissent leur rôle d’ultime rempart contre une panne généralisée, leur coût environnemental et financier les rend clairement insoutenables à long terme.

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Aux États-Unis, une entreprise spécialisée dans le recyclage lance la première ligne entièrement dédiée au traitement des panneaux solaires bifaciaux. Cette installation de pointe permettrait de séparer les différents composants avec précision, pour ainsi atteindre un taux de récupération de 99 %.

Il y a plus de deux ans, le monde a franchi la barre du térawatt de puissance solaire installée. Depuis, ce chiffre ne cesse d’augmenter à un rythme impressionnant, boosté par la multiplication des centrales photovoltaïques qui se développent à grande échelle. Cette croissance fulgurante du solaire a également donné naissance à un nouveau marché : celui du recyclage des panneaux solaires. La demande est d’autant plus pressante que la première génération de modules approche de la fin de son cycle de vie, estimé entre 20 et 30 ans.

Jusqu’à présent, la grande majorité des modules traités dans les usines de recyclage sont des modèles monofaciaux. Pourtant, une entreprise américaine, Solar panel recycling (SPR), investit déjà dans une ligne de recyclage spécialement dédiée à la technologie des panneaux bifaciaux. Conçue par l’équipe interne de la société, cette installation est revendiquée comme la première de son genre.

Une récupération à 99 %

SPR n’a pas dévoilé les détails techniques du fonctionnement de sa nouvelle machine, mais affirme que celle-ci permettrait d’atteindre un taux de récupération allant jusqu’à 99 % ou plus. Le PDG de l’entreprise a également précisé que cette technologie assurerait une séparation minutieuse des composants, contrairement au broyage. Le procédé permet ainsi une meilleure réintégration des matériaux dans la chaîne d’approvisionnement. De plus, la société garantit une séparation « propre » du verre, le composant le plus lourd d’un module, pour en optimiser la réutilisation.

À l’instar d’autres entreprises de recyclage, SPR constate une part croissante de panneaux bifaciaux parmi le flux de modules entrants. Ces appareils sont souvent endommagés lors de leur transport, de leur installation ou à la suite de conditions météorologiques extrêmes. Toutefois, le traitement de ces modules à l’aide de lignes conventionnelles a conduit à un taux de récupération relativement faible, selon l’équipe de SPR. Le lancement de la nouvelle ligne vise ainsi à remédier à cette inefficacité.

Vers une normalisation des panneaux bifaciaux ?

Cet investissement est surtout pour SPR une préparation à faire face à une demande croissante de recyclage des panneaux bifaciaux dans les années à venir. Ces modules, choisis pour leur rendement supérieur — de 5 à 15 % de plus que les monofaciaux — séduisent de plus en plus les opérateurs. Par ailleurs, de nombreux grands nouveaux projets de centrales solaires dans le monde ont déjà adopté cette technologie. C’est par exemple le cas du projet Midong en Chine, la plus grande centrale solaire actuellement en service, qui compte plus de cinq millions de panneaux bifaciaux.

L’Agence internationale de l’énergie souligne même que la technologie bifaciale commence à dominer le marché photovoltaïque. Elle prévoit qu’elle représentera jusqu’à 70 % du marché d’ici 2033 — des panneaux qui, tôt ou tard, devront, eux aussi, être recyclés.

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En septembre 2022, des explosions ciblées sur les gazoducs Nord Stream 1 et 2, reliant la Russie à l’Europe, ont provoqué la plus grande fuite de méthane jamais enregistrée pour un événement unique.

Selon une étude coordonnée par le Programme des Nations Unies pour l’environnement (PNUE), près de 465 000 tonnes métriques de ce puissant gaz à effet de serre, le méthane, ont été libérées dans l’atmosphère lors du sabotage des gazoducs Nord Stream 1 et 2. Une estimation « plus de deux fois supérieure à ce que ce que l’on pensait auparavant » expliquent les auteurs. Ce volume équivaut à ce que huit millions de voitures thermiques roulants pendant une année entière auraient émis en CO2.

Les premières estimations, basées sur des mesures satellitaires et atmosphériques, étaient largement sous-évaluées. En réponse, un groupe international de chercheurs, incluant des équipes françaises du CEA, a travaillé à affiner ces chiffres. Grâce au modèle thermique Cathare, initialement développé pour la sûreté nucléaire, les chercheurs ont simulé les débits des fuites en tenant compte des caractéristiques géométriques et thermodynamiques des gazoducs.

Une fuite gigantesque aux conséquences limitées

Malgré la fuite gigantesque, cet événement représente seulement 0,1 % des émissions anthropiques mondiales de méthane pour l’année 2022. « Ce rejet extraordinaire n’a duré que quelques jours, mais il illustre la vulnérabilité de nos infrastructures énergétiques », souligne Manfredi Caltagirone, directeur de l’Observatoire international des émissions de méthane, interviewé par Contexte. L’analyse des panaches atmosphériques a montré que, malgré leur ampleur, ces émissions restent négligeables face à celles du secteur gazier et pétrolier mondial, équivalentes à deux jours d’exploitation​​.

Le méthane, ce gaz 25 fois plus réchauffant que le dioxyde de carbone, doit être rapidement éliminé. Le Global Methane Pledge, un accord international, vise à réduire de 30 % les émissions mondiales de méthane d’ici 2030.

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Pourquoi faire simple, quand on peut faire compliqué ? C’est légitimement ce qu’on peut se demander en passant devant la centrale photovoltaïque de Bourg-Saint-Pierre, construite en plein cœur du massif alpin. Pourtant, cette installation, construite en 2020, est porteuse d’espoir. 

Au creux du col du Grand-Saint-Bernard, à 1810 mètres d’altitude, se trouve une centrale photovoltaïque flottante pas comme les autres. Si le photovoltaïque flottant gagne en popularité en plaine et même en mer, l’installation de centrales flottantes en altitude reste rare, du fait des nombreuses difficultés à surmonter. Il aura donc fallu 6 années d’études aux équipes du Spisea, le bureau d’ingénierie de Wearth Group, pour installer 2 240 m² de panneaux sur le lac de Toules, réservoir du barrage portant le même nom.

À cette altitude, les conditions climatiques sont souvent très difficiles : le vent peut atteindre 120 km/h, tandis que la température peut venir chatouiller les -30 °C. L’hiver, le lac peut se couvrir d’une épaisse couche de glace approchant les 60 centimètres. Surtout, du fait de sa centrale hydroélectrique, le marnage du réservoir atteint les 15 mètres, ce qui peut entraîner l’échouage d’une éventuelle centrale photovoltaïque pendant plusieurs mois de l’année. De ce fait, les ancrages d’une éventuelle centrale doivent prendre en compte ce marnage, et assurer une sécurité maximale de l’ensemble pour ne pas endommager le barrage, et les turbines.

La centrale solaire flottante du lac de Toules / Images : Espazium.

Défier les éléments pour optimiser la production électrique

Mais mettre au point une structure capable de résister à ces conditions n’est pas un simple défi d’ingénieur, puisque le jeu en vaut largement la chandelle. D’abord, les lacs de barrage en altitude confèrent des surfaces planes et parfaitement dégagées, propices à l’installation de panneaux solaires. Les installations électriques nécessaires à la centrale hydroélectrique permettent une connexion facilitée des panneaux au réseau. Dans le cas de la centrale de Bourg-Saint-Pierre, les estimations avaient prévu un rendement de 50 % supérieur à une installation équivalente installée en plaine, grâce à l’importante réverbération de la lumière sur la neige et l’eau.

Finalement, 3 ans après leur mise en service, les panneaux du lac de Toules ont permis un gain de 30 % au lieu des 50 % espérés, du fait de congères importantes, et de panneaux photovoltaïques cassés à cause du poids de la neige. Le gain a néanmoins été suffisant pour que l’extension du parc soit en cours d’étude. Avec cette extension, la surface de celui-ci devrait passer de 2 240 à 67 000 m² !

Ce type d’installation pourrait avoir du sens un peu partout dans le monde, en particulier en Afrique. En effet, le berceau de l’humanité ne manque pas d’eau, en témoignent ses quelque 17 fleuves d’envergure, et 160 lacs. En revanche, la forte variabilité des précipitations ne permet pas une production hydroélectrique homogène à longueur d’année. La mise en place de centrales photovoltaïques d’altitude sur des lacs de barrage permettrait d’en lisser la production, même quand les réserves d’eau sont faibles et ne permettent qu’une production hydroélectrique réduite.

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Fixé par l’État, le tarif réglementé de vente de l’électricité (TRVE) permet de réguler le prix de l’électricité au profit d’une majorité de particuliers et petites entreprises. Au 1ᵉʳ février 2025, après plusieurs années de hausse, ces tarifs baissent enfin, en moyenne de 15 %. Autre nouveauté : l’accès à l’option « base », qui propose un tarif fixe quelle que soit l’heure de la journée, est désormais plus restreint. Découvrez tous les changements et les nouveaux prix de l’électricité selon votre option dans le tableau interactif ci-dessous.

Enfin ! La facture d’électricité va baisser pour les abonnés ayant opté pour le tarif réglementé, le fameux tarif Bleu d’EDF. Plus de 24 millions de clients paieront, en moyenne, 15 % de moins dès ce 1ᵉʳ février. C’est la première fois que le tarif réglementé marque une baisse depuis aout 2021. Il était temps, les prix s’étaient remarquablement envolés dès 2022, suite au conflit en Ukraine, passant de 0,16 à 0,25 € par kilowattheure (kWh). Une hausse brutale de 61 % dure à assumer, notamment pour ceux qui se chauffent à l’électricité. Le marché s’étant calmé depuis, les prix peuvent désormais repartir à la baisse, retrouvant très progressivement un niveau plus raisonnable.

Le tarif du kilowattheure en option « base », qui sert souvent de référence, s’établit dorénavant à 0,2016 €, contre 0,2516 € auparavant. Annuellement, cela représente une économie d’environ 250 €, pour une consommation de 5 000 kWh. Si la baisse est spectaculaire, -19,89 % tout de même, le tarif réglementé demeure moins avantageux que les offres de marché, particulièrement celles proposées par les fournisseurs dits alternatifs. Actuellement, il est possible de trouver des offres promettant un rabais indexé sur le tarif réglementé. Elles ramènent le prix du kWh autour de 0,17 € en option « base », ce qui fait une grande différence sur la facture mensuelle, surtout si l’on est un grand consommateur d’électricité.

Le demi-million d’abonnés à l’option « Tempo », cette offre complexe qui récompense la flexibilité des consommateurs, ne bénéficie hélas pas d’une aussi grande baisse de prix. Seule la tranche d’heures pleines en jour rouge voit son tarif réduire de 12,92 %. Les cinq autres tranches diminuent de seulement 0,6 à 3,6 %. C’est assez frustrant au regard des efforts consentis par ces utilisateurs durant les fameux jours rouges.

À noter que la baisse du tarif réglementé de l’électricité aurait pu être plus importante si la CRE n’avait pas opté pour une hausse de 10 % du tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). L’accise, anciennement appelée CSPE, augmente elle aussi, passant de 32 à 33,7 € par mégawattheure. Heureusement, la chute des prix de l’électricité sur les marchés de gros a permis de compenser ces hausses.

Fin de l’option base pour les gros consommateurs

L’entrée en vigueur des nouveaux tarifs entraîne un autre changement de taille : la fin de l’option « base » pour les puissances souscrites dès 9 kVA. Concrètement, il n’est désormais plus possible de souscrire à un abonnement au tarif réglementé en option « base » si l’on souhaite avoir une puissance supérieure à 9 kVA. Au-delà, il faut obligatoirement opter pour l’option « heures pleines / heures creuses » (HP/HC) ou « Tempo ». Une volonté de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) afin de favoriser la flexibilité du réseau électrique. En contraignant les abonnés à opter pour le tarif HP/HC, la CRE veut inciter à décaler les consommations à des moments où le réseau est moins sollicité, la nuit notamment, mais également valoriser l’abondante production solaire, en milieu de journée.

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Recul des fossiles dans la production d’électricité et progression des renouvelables : Montel dresse le bilan 2024 du marché européen de l’électricité.

Un rapport publié par Montel dresse le bilan 2024 du marché européen de l’électricité. Les faits saillants sur la demande et les heures à prix négatifs, par exemple, y sont relevés et la part belle est donnée aux énergies renouvelables. Leur part dans la production totale d’électricité a dépassé pour la première fois les 50 %, atteignant 1 267,8 térawattheures (TWh).

Malgré une légère diminution en volume par rapport à 2023, les énergies renouvelables ont établi un nouveau record en proportion de la production totale. L’hydroélectricité (19 %) et l’énergie éolienne (18,5 %) ont été les principales contributrices, tandis que le solaire a poursuivi son essor, atteignant 9,2 %. La bonne nouvelle est que cette progression s’est opérée au détriment des combustibles fossiles, dont la part est tombée à 24,9 %, contre 37,1 % en 2015. La production à base de charbon et de lignite, en particulier, a chuté de 55 % depuis 2015.

Une demande en berne

La chute de la demande explique en partie la progression des renouvelables. En 2024, la demande totale a atteint son plus bas niveau depuis plusieurs années, à 2 678 TWh, soit une baisse de 7,7 % par rapport à 2023. L’Allemagne, premier consommateur de gaz en Europe, a vu sa demande industrielle reculer en raison d’un ralentissement économique pour la deuxième année consécutive. À cela s’ajoute la montée en puissance de l’autoconsommation photovoltaïque, qui a réduit la consommation des ménages sur le réseau.

Après des années marquées par des problèmes techniques, la filière nucléaire française a fait un retour remarqué. Avec une capacité disponible atteignant 57 gigawatts (GW) en décembre 2024, EDF a retrouvé son niveau pré-crise. Elle avait plongé à moins de 30 GW en 2022. La France est redevenue le premier pays exportateur d’électricité en Europe, avec 89 TWh exportés, un record depuis 2002. Fait notable, la production nucléaire réelle décroche de plus en plus de sa disponibilité totale : il module de plus en plus sa production pour s’adapter aux prix de marché, les renouvelables étant souvent prioritaires.

Augmentation des heures à prix négatif

En 2024, les marchés européens ont enregistré un nombre record d’heures à prix négatifs, une tendance qui montre qu’intégrer les énergies renouvelables sans flexibilité est un leurre. La Finlande (721 heures) s’est distinguée en tête du classement, dépassant la Suède (660), l’Allemagne (450) et les Pays-Bas (375). Cette situation s’explique par une forte production éolienne couplée à des interconnexions limitées avec les pays voisins, notamment l’Estonie et la Suède. La France en a compté 350.

En Allemagne et aux Pays-Bas, ces épisodes sont principalement attribués à l’essor des installations solaires, particulièrement dans le résidentiel. Pendant les heures de pic solaire, les importations et la production à base de combustibles fossiles se réduisent drastiquement, creusant l’écart entre les heures creuses et pleines.

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La neutralité carbone est encore loin ! Selon un rapport de l’AIE, la consommation mondiale de gaz naturel a augmenté de façon spectaculaire en 2024. Heureusement, à y regarder de plus près, certains signaux positifs se dégagent. 

À l’occasion de son rapport trimestriel portant sur le marché international du gaz, l’Agence internationale de l’énergie a fait un premier bilan de l’année qui vient de s’écouler. Celui-ci témoigne d’une année record en matière de consommation mondiale de gaz, puisque celle-ci a augmenté de 2,8 %, un chiffre bien supérieur aux 2 % de hausse moyenne enregistrée entre 2010 et 2020. Cette dynamique est notamment due à la forte croissance du marché asiatique, mais également par le fait que le gaz naturel remplace de plus en plus le pétrole et les produits pétroliers, notamment dans des domaines comme le transport routier lourd ou la production d’électricité. La Chine a, par exemple, enregistré un nombre record d’immatriculations de poids lourds fonctionnant au Gaz naturel liquéfié (GNL).

L’Europe ne parvient pas encore à faire baisser sa consommation de gaz

En Europe, la hausse de la consommation de gaz a été limitée à seulement 0,5 %. Néanmoins, il est intéressant de noter que la consommation était globalement en baisse jusqu’à la fin du troisième trimestre 2024. Durant le dernier trimestre, des conditions climatiques défavorables sur l’ensemble du continent ont entraîné une baisse de la production d’énergie renouvelable, en particulier pour l’éolien. De ce fait, la consommation de gaz naturel a fortement augmenté, avec une hausse de 9 % sur le trimestre, par rapport au quatrième trimestre 2023.

L’AIE signale également que l’arrêt du transit du gaz russe à travers l’Ukraine depuis le 1ᵉʳ janvier 2025 pourrait conduire à une hausse de 5 % des importations de GNL sur 2025. À l’heure actuelle, les États-Unis et la Russie sont les deux principaux fournisseurs de GNL de l’Europe. D’ailleurs, la Belgique, la France et l’Espagne représentent à eux seuls 85 % des importations de GNL russe.

La France s’apprête à devenir le premier producteur européen de biométhane

Pour terminer sur une note plus positive, le biométhane continue sa progression, principalement aux États-Unis et en Europe. Les capacités de production mondiales ont été multipliées par 7 depuis 2013, et ont atteint plus de 10 milliards de mètres cubes en 2024. Sur le Vieux Continent, la production de biométhane a augmenté de près de 15 %, en particulier grâce à la France. Cette dernière a enregistré à elle seule une augmentation de 27 % de ses capacités de production sur l’année 2024. Si le pays continue sur sa lancée, il pourrait devenir le premier producteur européen de biométhane dès 2025 grâce à son secteur agricole très développé.

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Le domaine de la fusion nucléaire est en grande effervescence, actuellement. De nombreux projets innovants sont sur la table, et tous promettent une énergie propre et illimitée. Force est d’admettre que ce n’est pas si simple. Toutefois, la technique ne stagne pas, mais progresse, et cette fois, c’est une équipe espagnole qui nous le montre avec son tokamak très particulier.

Les travaux de construction du réacteur à fusion nucléaire international ITER, basé en France, progressent, « à leur rythme » nous pourrions dire. Le calendrier officiel prévoit un début d’exploitation pour 2034. Au-delà de ces échéances qui peuvent apparaître parfois quelque peu frustrantes, son objectif est en particulier de mettre au point des technologies qui pourront être utilisées dans le réacteur DEMO. L’objectif de ce dernier sera de démontrer la possibilité de produire effectivement de l’électricité à partir de la fusion nucléaire.

Si la conception générale d’ITER est aujourd’hui figée, il n’en est pas de même pour DEMO. Pour ce dernier, les options sont encore ouvertes. Et c’est dans l’objectif d’étudier une architecture différente, à fort potentiel, que l’Université de Séville a construit le réacteur SMART.

Un réacteur pour proposer de nouvelles solutions

Le réacteur SMART (Small aspect Ratio Tokamak) a été conçu, construit et exploité par le laboratoire de la Science des plasmas et de la technologie de la fusion de l’Université de Séville, en Espagne. Il a pour objectif d’explorer la synergie entre deux options de conception : une géométrie dite sphérique et une « triangularité négative ».

La « triangularité » désigne la forme d’une section du tore de plasma. Dans un tokamak classique, cette section a la forme d’un D, c’est-à-dire que la portion la plus droite est située du côté intérieur ; on parle alors de « triangularité positive ». Dans SMART, la géométrie est inversée : la section du plasma est celle d’un « D inversé », avec la section droite du côté extérieur ; c’est ce qui est appelé la « triangularité négative ». Un article des chercheurs de l’Université de Séville, publié dans la revue Nuclear Fusion, est disponible en source ouverte ; il apporte des informations très intéressantes sur cette nouvelle forme de tokamak.

Vers une plus grande compacité du réacteur

La triangularité négative est susceptible en premier lieu de résoudre une problématique importante des tokamaks : éviter la disruption, qui est susceptible de produire de graves dommages dans la structure du réacteur. Elle permet également, selon les chercheurs, de concevoir un réacteur plus compact. Et donc moins coûteux. Et donc d’intéresser la conception du futur DEMO.

C’est dans un communiqué de presse du 21 janvier que l’Université de Séville nous annonce que le réacteur SMART a produit son premier plasma. Avant de nombreux autres, n’en doutons pas. Un pas de plus, donc, vers la fusion nucléaire.

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La hausse colossale des prix de l’électricité enregistrée en 2022 et 2023 a engendré une bataille législative entre l’État et les producteurs d’énergies renouvelables. Les deux parties se disputent la modique somme de 1,84 milliard d’euros. Voilà pourquoi. 

Pour comprendre le conflit législatif qui oppose EDF à certains producteurs d’énergies renouvelables, il faut revenir quelques années en arrière. Avant 2022, plusieurs producteurs d’énergies renouvelables avaient bénéficié d’un contrat de complément de rémunération convenu avec EDF. Celui-ci était destiné à soutenir le développement des énergies renouvelables.

Il prévoyait le versement d’une prime par EDF dans le cas où les prix de vente de l’électricité étaient trop faibles, pour atteindre un tarif de référence au MWh. À l’inverse, lorsque le prix de vente de l’électricité dépassait ce tarif de référence, les producteurs étaient tenus de reverser une partie des gains excédentaires à EDF sous forme d’une prime négative. Le plafonnement de cette prime était fixé au montant total des aides perçues depuis le début du contrat.

Néanmoins, ce contrat, associé à une forte hausse des prix de l’électricité, a créé un effet d’aubaine, permettant aux producteurs d’énergies renouvelables de réaliser des gains très importants. Pour remédier à cette situation, et avoir sa part du gâteau, l’État a tenté de modifier les termes du contrat en permettant le déplafonnement de la prime négative. C’est ce qui a été proposé par le gouvernement le 7 novembre 2023, avec un effet rétroactif à partir du 1ᵉʳ janvier 2022. Si la loi a été promulguée quelques semaines plus tard, les producteurs d’énergies renouvelables ne se sont pas laissé faire, et ont déposé un recours, ce qui nous amène à ce début d’année 2025.

Le Conseil constitutionnel vient, en effet, de censurer le déplafonnement total de cette prime négative, car elle porterait « une atteinte disproportionnée au droit au maintien des conventions légalement conclues ».

Limiter les effets d’aubaine de manière légale

Pourtant, le Conseil constitutionnel a bien compris la nécessité de l’État d’éviter l’effet d’aubaine qui a été constaté en 2022 et 2023. De ce fait, le gouvernement a jusqu’au 31 décembre 2025 pour proposer une nouvelle modification de loi qui atténuerait cet effet d’aubaine, tout en respectant l’esprit du contrat original.

En attendant, du fait du caractère rétroactif de la loi promulguée fin 2023, l’État aurait récolté 1,84 milliard d’euros. Il pourrait ainsi être contraint de le rendre aux producteurs d’énergies renouvelables, dans le cas où aucun accord législatif ne serait trouvé d’ici la fin de l’année 2025.

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Afin de ne pas devoir choisir entre produire de la chaleur ou de l’électricité, il est possible d’investir dans des panneaux solaires hybrides qui créent simultanément de la chaleur et de l’électricité. Fonctionnement, prix, rendement, voici quelques informations utiles sur ces panneaux hybrides.

Qu’est-ce qu’un panneau solaire hybride ?

Le panneau solaire hybride intègre les technologies thermique et photovoltaïque. Mais comment fonctionne ce panneau solaire double fonction ? A-t-il un rendement aussi performant que les panneaux individuels thermiques et photovoltaïques ?

Comment fonctionne un panneau solaire hybride ?

Les panneaux solaires hybrides photovoltaïques thermiques ont une fonction 2 en 1, c’est-à-dire qu’ils peuvent produire de l’électricité et de la chaleur en même temps. Ils incluent :

• Des capteurs thermiques pour capturer la chaleur solaire qui servira à chauffer l’eau chaude sanitaire ou votre système de chauffage,
• Des capteurs photovoltaïques pour capter les rayons solaires nécessaires à la production d’électricité.

• • Production d’électricité et de chaleur en simultané

Afin de pouvoir produire de l’électricité et de la chaleur en même temps, chaque panneau solaire hybride possède des capteurs photovoltaïques fabriqués en silicium sur sa face avant, côté soleil, et des capteurs thermiques sur sa face arrière. Ce type de panneau utilise donc l’énergie solaire de manière plus efficace et offre un très bon rendement.

• • Les technologies hybrides disponibles en 2025

Deux types de panneaux solaires hybrides sont possibles :

• À air (aussi appelé panneaux aérovoltaïques) : un ventilateur permet de récupérer la chaleur que le système photovoltaïque va générer afin de le diffuser dans votre maison par un système de ventilation adapté.
• À eau : La chaleur produite par les cellules photovoltaïques est récupérée par un absorbeur qui va réchauffer le fluide caloporteur. Ce fluide va circuler dans un circuit fermé panneau solaire-ballon d’eau chaude oui chauffage-panneau solaire.

Avantages des panneaux solaires hybrides

Les panneaux solaires hybrides sont idéaux pour les constructions neuves, les habitations basse consommation ou les bâtis anciens rénovés car l’isolation doit être optimale. L’isolation est un paramètre important pour garantir des économies conséquentes sur votre facture énergétique grâce à ces panneaux solaires double-fonction.

• • Optimisation de l’espace et de la production énergétique

L’installation de panneaux solaires hybrides a également l’avantage de prendre moins de place que l’installation séparée de panneaux photovoltaïques et de panneaux thermiques. Outre ce gain de place, ces panneaux utilisent l’énergie solaire à 100% (rayonnement et chaleur). La production énergétique sera également optimisée si les panneaux solaires sont installés avec une bonne inclinaison (entre 30 et 40°), sont orientés au Sud et ne sont pas cachés par une zone ombragée comme des arbres ou une cheminée.

Le refroidissement du panneau solaire hybride évite également sa surchauffe et améliore son rendement.

• • Rendement énergétique supérieur

Le rendement d’un panneau solaire hybride est plus élevé de 5 à 15 % qu’un panneau photovoltaïque grâce à ce système de refroidissement.

Un panneau solaire hybride peut avoir un rendement aux alentours de 40 % selon l’ensoleillement. Néanmoins, ce type d’installation peut ne pas être suffisant pour combler la consommation en hiver à cause d’un taux d’ensoleillement plus faible à cette période qui réduit sa performance.

De plus, le réchauffement de l’eau par un panneau solaire hybride couplé à un chauffe-eau solaire permet d’atteindre un rendement énergétique de ce dernier jusqu’à 70 % supérieur à un chauffe-eau conventionnel. Ce rendement sera d’autant plus élevé si la distance entre les panneaux et le chauffe-eau solaire est courte.

Voici un tableau comparatif panneaux solaires hybrides / panneaux solaires classiques.

Pourquoi opter pour des panneaux solaires hybrides ?

Choisir des panneaux solaires hybrides peut être une solution en cas de petites surfaces de toitures et pour avoir un retour sur investissement rapide malgré un prix d’achat et de pose assez conséquent ; comptez en moyenne entre 13 000 et 16 000 € pour l’installation de panneaux hybrides d’une puissance de 3 kilowatt-crête. Les panneaux solaires hybrides sont idéaux pour réduire la facture énergétique en cas de consommation d’eau chaude très importante.

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La filiale d’EDF Renouvelables, Photowatt, l’un des derniers fabricants français de composants photovoltaïques, cessera définitivement son activité. Cette annonce marque la fin d’une histoire débutée en 1979 à Bourgoin-Jallieu (Isère) et illustre les difficultés persistantes de l’industrie solaire en France, laminée par la concurrence chinoise.

Et la lumière s’éteint chez Photowatt. L’entreprise productrice de panneaux solaires a fermé ses portes. Elle enregistrait un déficit structurel de 20 à 30 millions d’euros par an, malgré les investissements réalisés par EDF depuis son rachat en 2012 pour un euro symbolique. À l’époque, l’entreprise avait été sauvée sous la pression du gouvernement de Nicolas Sarkozy.

Mais ces efforts n’ont pas suffi à rendre Photowatt viable. « La société n’a pas su trouver son équilibre financier sur le long terme, notamment dans un contexte de marché mondial extrêmement compétitif », a déclaré un porte-parole d’EDF Renouvelables à PV Magazine​. L’usine, qui produisait des wafers (plaquettes de silicium) destinés à la fabrication de cellules photovoltaïques, ne pouvait pas rivaliser avec la production de masse chinoise. La suppression des droits de douane sur les panneaux chinois en 2018 a encore accentué le déclin de la filière européenne.

Un espoir déçu avec le projet de méga usine Carbon

Depuis plusieurs années, EDF Renouvelables cherchait un repreneur. Le dernier en date, la start-up Carbon ambitionnait de transformer l’usine pour en faire un site d’assemblage de panneaux solaires, avec un investissement annoncé de 40 millions d’euros​.

Mais ce projet n’a pas convaincu les salariés. Le Comité social et économique (CSE) a émis un avis défavorable, estimant que le financement du projet n’était pas garanti. Dans un communiqué, le syndicat Force Ouvrière a dénoncé un plan reposant « uniquement sur des financements externes non conclus et donc non garantis »​. Carbon a finalement renoncé en novembre 2024, invoquant des obstacles techniques et un désaccord avec EDF sur le report de l’acquisition​.

Échange tendu à l’Assemblée nationale

Mardi 28 janvier, Alexis Jolly, député de la 6ᵉ circonscription de l’Isère, a interpellé le ministre de l’Industrie et de l’énergie Marc Ferracci à l’Assemblée nationale. Il a dénoncé « les gouvernements successifs dont vous êtes les continuateurs », les accusant d’avoir « totalement abandonné Photowatt à la merci de ses concurrents asiatiques ».

Le ministre a répondu qu’il était attristé par la fermeture de Photowatt, mais a rejeté la responsabilité sur les salariés : « Je suis attristé parce que j’ai suivi de près les discussions qui ont eu lieu avec l’entreprise Carbon. Ces discussions ont échoué, mais ce n’est pas la faute de l’État. C’est l’opposition des salariés qui a fait échouer le projet lui-même ».

Ces déclarations ont suscité une vive réaction. Le lendemain, la section locale du Parti socialiste de Bourgoin-Jallieu a dénoncé « des propos purement scandaleux et inadmissibles de la part d’un ministre », rejetant toute responsabilité sur les salariés. Le PS a estimé que « les seuls responsables sont les gouvernements qui se sont succédé depuis 2017 », affirmant que si EDF avait réellement investi dans le développement de sa filière photovoltaïque, « le résultat ne serait pas celui-ci ». Le parti a exigé des excuses publiques de la part du ministre.

162 employés licenciés de cette usine comptent désormais sur le plan de sauvegarde de l’emploi et être reclassés au sein d’EDF ou percevoir des indemnités de départ.

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Le 13 janvier 2025, l’EPR de Flamanville, pour la première fois depuis sa connexion au réseau électrique français, est passé en territoire positif en termes de production nette.

L’EPR de Flamanville, la troisième tranche connectée au réseau le 21 décembre 2024, peut désormais fournir plus d’électricité qu’il n’en consomme. La mise en service de ce réacteur de nouvelle génération, le plus puissant de France avec une capacité maximale de 1 650 mégawatts (MW), reste toutefois progressive. Dès le 13 janvier à 20 h, sa production est passée en positif, oscillant autour de 40 MW, avec des pics à 110 MW. Le réacteur continue toutefois de connaître des jours de production « négative », c’est-à-dire que les machines nécessaires à son fonctionnement consomment davantage que ce qu’il produit. EDF prévoit une montée en puissance étalée sur plusieurs mois, avec une exploitation à pleine capacité attendue pour l’été 2025.

Il reste des tests programmés

Dans ce processus de démarrage, de nombreux arrêts sont programmés. Entre dix et quinze au total selon EDF, destinés à tester les équipements et à garantir la sûreté. Et ce, pour vérifier 62 000 critères de sécurité, notent Les Echos. À peine Flamanville 3 commence-t-il à produire qu’EDF doit déjà répondre à des critiques de Blast info. L’opérateur réfute les rumeurs de vibrations dans le circuit primaire, et affirme que les opérations suivent leur cours normalement.

Le coût du chantier de l’EPR de Flamanville a dernièrement été réévalué par la Cour des Comptes à 23,7 milliards d’euros. Malgré les critiques sur les délais (douze années de retard) et les dépassements budgétaires, le réacteur injecte ses premiers électrons. Avec une capacité d’alimentation prévue de deux millions de foyers, Flamanville 3 participe à la bonne forme actuelle des 56 autres réacteurs du parc nucléaire français, remis de ses problèmes de corrosion sous contrainte. La production avait chuté en 2022 et 2023.

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Un projet d’installation de panneaux solaires doit être bien étudié au vu de l’investissement financier à prévoir. Outre le budget, le prix de l’installation va varier en fonction de vos besoins, de votre situation géographique. Mais quel est le coût d’une installation de panneaux solaires en 2025 ? Voici un petit aperçu.

Pourquoi le coût de l’installation varie en 2025 ?

Le coût d’une installation de panneaux solaires fluctue en fonction de divers critères comme la technologie utilisée, la puissance, le type d’installation envisagé. Les prix des panneaux solaires ont tendance à diminuer mais quant est-il de la main d’œuvre et que contient réellement le prix d’une installation ?

Les éléments qui influencent le coût de l’installation

Le prix de l’installation de panneaux solaires comprend le matériel choisi, du tarif du prestataire qui va poser les panneaux et des aides financières que l’on peut avoir. Ensuite, il peut y avoir des options qui vont également influencer le coût total de l’installation de panneaux solaires. Généralement le devis proposé par un installateur mentionne les informations détaillées concernant le matériel et la main d’œuvre.

• Prix des panneaux solaires selon la technologie choisie

Aujourd’hui, sur le marché on trouve 3 types de panneaux solaires : photovoltaïques, thermiques, hybrides.

Voici quelques estimations de tarifs des panneaux solaires au m² (pour une installation fournissant entre 200 et 400Wc) et pour une installation de 3 kWc (ce qui équivaut environ à 8 panneaux de 400 Wc sur une surface approximative de 15m², foyer de 2-3 personnes) :

• Coût de la main d’œuvre pour l’installation

L’installateur aura ses propres tarifs (entre 30 et 60 €/HT). Un professionnel qui vient de débuter aura un tarif horaire autour de 30 €HT.

Peu importe si l’installateur débute ou non, pensez à toujours vérifier ses certifications et notamment celle du label RGE pour pouvoir bénéficier d’aides financières.

Pour vous donner une idée du coût de la main d’œuvre panneaux solaires, il faut compter entre 2 500 et 5 400€ pour une pose sans aucunes complications. Le professionnel doit vous détailler ce coût avec précision dans son devis

Quelques fourchettes de prix pour une solution clé en main (matériel et main d’œuvre) :

Quelles sont les aides pour réduire le coût de l’installation ?

Bien que le budget d’installation de panneaux solaires soit conséquent, celui-ci peut être réduit par différents aides en fonction de vos revenus et du type de panneaux installés. Le point sur ces aides (sous réserve de modification ultérieure décidée par le Gouvernement)

• Subventions nationales et locales

Les aides possibles au niveau national et local sont nombreuses. La plupart de ces aides sont accessibles à tous mais le montant dépendra des revenus des foyers, de l’installation choisie. Quelles soient nationales ou locales, il est indispensable de passer par un installateur certifié RGE pour pouvoir bénéficier de ces aides.

Concernant les aides locales, il faut vous renseigner en mairie car chaque commune, département ou région peut avoir des spécificités. Ces aides ne sont pas cumulables avec la prime à autoconsommation.

• Certificats d’économie d’énergie

Les certificats d’économie d’énergie (CEE) sont des aides octroyées par les fournisseurs d’énergie. Elles ne concernent que les installations thermiques ou hybrides.

Parmi les primes d’économies d’énergie, il y a :

• La prime énergie : montant en fonction de la catégorie des revenus.
• Le plan solaire : pour le développement de l’énergie solaire.
• La prime Ptuile : pour les installations intégrées au bâti

Comparaison des coûts d’installation en 2025

Il est compliqué de comparer les coûts d’installation puisqu’il y a plusieurs facteurs à prendre en compte. C’est pour cette raison qu’il est recommandé de faire plusieurs demandes de devis avant de vous engager.

Si malgré les aides possibles, le budget d’une installation de panneaux solaires reste trop important, vous pouvez toujours vous rabattre sur les panneaux plug and play. Il ne vous en coutera que le prix du ou des panneaux. Aucune main d’œuvre n’est nécessaire puisqu’il suffit de brancher le système sur une prise domestique. Toutefois, il faut savoir que ce type de panneau n’est éligible à aucune subvention financière et qu’il n’est pas conçu pour avoir une autonomie énergétique totale.

Sources principales pour la rédaction de cet article : www.volcasun.fr, www.hellowatt.fr, www.conso.eco.

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Pendant un temps considéré comme l’une des solutions clés de la décarbonation, en particulier pour le secteur des transports, l’hydrogène vert peine à s’imposer du fait de coûts de production trop élevés. De nombreux industriels qui se sont lancés dans l’aventure en font les frais. 

L’année commence mal pour McPhy Energy, fabricant français d’électrolyseurs. L’entreprise a pourtant inauguré, il y a à peine 6 mois, sa gigafactory d’électrolyseurs du côté de Belfort. Mais malgré ce nouvel outil de production de taille, le carnet de commandes peine à se remplir. Ainsi, alors que l’entreprise avait annoncé, fin octobre, un chiffre d’affaires compris entre 18 et 22 millions d’euros pour l’année 2024, celui-ci vient d’être révisé à hauteur de 11 millions d’euros seulement.

Selon McPhy Energy, ces chiffres seraient principalement liés à la résiliation de son ancienne activité de stations de recharges, cédé un peu plutôt dans l’année, ainsi qu’au report du projet Djewels. Ce dernier devrait comprendre la production de 20 MW d’électrolyseurs pour un site de production d’hydrogène vert aux Pays-Bas. Mais l’accord final a été repoussé à début 2025. Sur le premier semestre 2024, McPhy Energy enregistrait un résultat net de -32 millions d’euros.

McPhy Energy, symbole d’une filière balbutiante

Qu’elle se rassure, l’entreprise McPhy Energy n’est pas toute seule. En réalité, c’est toute la filière de l’hydrogène vert qui souffre. Selon une récente étude publiée dans Nature Energy, seuls 10 % des projets de production d’hydrogène vert sont dans les temps. Les auteurs de cette étude ont analysé 190 projets annoncés entre 2020 et 2023, qui devaient être opérationnels en 2023. Sur les 4,3 GW totaux, seuls 0,3 GW ont été mis en service ! Toujours selon les auteurs de cette étude, la principale cause de ces échecs serait le coût trop élevé de l’hydrogène vert.

En France, le gouvernement avait fléché 680 millions d’euros d’aides pour l’année 2024. Finalement, aucune de ces aides n’aurait été versée du fait de l’instabilité politique, mais également du manque de demande industrielle. Pour 2025, seul un appel d’offres destiné à financer des projets a été lancé par l’ADEME.

La startup nantaise Lhyfe surnage

Heureusement, dans cette incertitude ambiante, une entreprise surnage : Lhyfe. La startup, connue pour son électrolyseur flottant qui bat les flots au large du Croisic, continue sa croissance. Elle vient d’annoncer pouvoir garantir la traçabilité de son hydrogène vert grâce à un accord avec Atmen. Chaque livraison d’hydrogène vert pourra désormais être accompagnée d’un passeport numérique, dont la précision est supérieure aux exigences européennes actuelles. Désormais, l’entreprise vise à obtenir la certification RFNBO (Renewable Fuels of Non-Biological Origin), qui définit les critères que doivent respecter les carburants renouvelables d’origine non biologiques pour être comptabilisés dans les objectifs climatiques européens.

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