C’est l’écosystème du Gard rhodanien qui a séduit la startup nucléaire Hexana, issue du CEA, pour installer son démonstrateur.

La commune de Bagnols-sur-Cèze (Gard) a une identité industrielle et nucléaire ancienne. C’est ce qui a séduit la startup opérant dans les small modular reactors (SMR) et son président Sylvain Niziou pour implanter le futur démonstrateur de mini surgénérateur porté par la startup issue du Commissariat à l’énergie atomique (CEA). « Le choix de ce territoire est le résultat de la combinaison idéale entre soutien par des collectivités locales motivées, opportunité foncière, expertises nucléaires du CEA et remarquable tissu industriel. Territoire historique des grands projets nucléaires, il fait également face à des besoins d’énergie bas carbone pour la décarbonation d’industries stratégiques », explique la société dans un communiqué.

Plutôt que d’implanter son réacteur dans un territoire vierge de nucléaire, Hexana privilégie un emplacement où l’acceptabilité sociale est plus forte et où les savoir-faire sont disponibles. Le bassin est labellisé « Territoires d’industrie » et c’est le deuxième pôle industriel d’Occitanie.

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Réacteur à neutron rapide

Hexana s’est lancée dans la course aux SMR destinés aux usages industriels. Contrairement aux centrales classiques, l’entreprise conçoit plusieurs petits réacteurs capables de produire à la fois de l’électricité et de la chaleur à haute température, pour, par exemple, la chimie et la métallurgie. Elle s’appuie sur des réacteurs à neutrons rapides (RNR) de génération IV et intègre également des capacités de stockage thermique.

Elle est lauréate France 2030 du concours « Réacteurs nucléaires innovants ». Ces petits réacteurs modulaires font partie de la stratégie élyséenne de relance du nucléaire, aux côtés des plus gros réacteurs EPR2.

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L’est de la France est-il assis sur un trésor décarboné ? Vingt ans après la fermeture du dernier puits d’extraction du charbon, la Lorraine pourrait trouver un nouveau souffle grâce à la potentielle plus grande réserve d’hydrogène au monde. Un nouveau forage à plus de 3600 mètres de profondeur vient de renforcer cette promesse.  

Depuis plusieurs années, des indices laissent à penser qu’il pourrait y avoir, dans les sous-sols de la Moselle, l’une des plus vastes réserves d’hydrogène naturel au monde. Tout a commencé il y a bientôt trois ans, quand la Française de l’Énergie (FDE) a découvert de l’hydrogène dissous dans de l’eau à plusieurs centaines de mètres de profondeur, en cherchant du méthane. Depuis cette première découverte, les recherches et analyses vont bon train pour caractériser cette réserve.

Dans ce contexte, les équipes de la FDE ont construit une plateforme de forage de 41 mètres de haut dans le petit village de Pontpierre, à une quarantaine de kilomètres à l’est de Metz. Les premiers relevés de 2023, réalisés dans le puits de Folschviller, avaient atteint 1100 mètres de profondeur. Grâce à cette nouvelle plateforme, la FDE a pu forer jusqu’à une profondeur de 3655 mètres. Ce forage a permis de confirmer la présence importante d’hydrogène à plusieurs profondeurs. Ces nouvelles données viennent conforter la possibilité qu’il s’agisse de la plus grosse réserve d’hydrogène naturel au monde.

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Une réserve inépuisable ?

Pour aller encore plus loin, d’autres puits d’évaluation sont en cours de préparation. D’ailleurs, la FDE possède un permis exclusif de recherche portant sur plus de 300 communes, pour une superficie de 2254 kilomètres carrés. Si les estimations se confirment, la quantité d’hydrogène située dans le sous-sol de la Moselle pourrait atteindre 34 millions de tonnes, soit un tiers de la consommation annuelle mondiale. Pour en profiter, il va falloir mettre au point des solutions technologiques permettant d’extraire l’hydrogène de l’eau, ce qui n’est pas chose aisée.

Néanmoins, le jeu en vaut la chandelle. C’est d’autant plus vrai que, contrairement aux réserves fossiles comme le gaz ou le pétrole, ces réserves d’hydrogène pourraient se régénérer à mesure de l’extraction. Selon les dernières hypothèses, l’hydrogène présent dans le sous-sol serait issu de la rencontre entre des molécules d’eau et des carbonates de fer présents dans les minéraux du sous-sol, ce qui engendrerait une oxydation du minerai et une réduction de l’eau. C’est cette action qui entraînerait la production d’hydrogène et d’oxydes de fer.

Les carbonates de fer étant présents en grande quantité dans le sous-sol de cette région, le processus pourrait persévérer pendant des dizaines, des centaines voire des milliers d’années.

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L’équivalent de trois réacteurs nucléaires en éolien offshore rien qu’à Fécamp. Le gouvernement veut aller vite sur les appels d’offres (AO) renouvelables avec des priorités notamment sur le repowering éolien terrestre et le segment de l’autoconsommation photovoltaïque. Révolution Énergétique fait le point sur ces futurs appels d’offres à venir.

Les appels d’offres renouvelables étaient attendus depuis la sortie de la troisième programmation plurianuelle de l’énergie (PPE3), ce document phare qui fixe, filière par filière, les objectifs de déploiement de moyens de production d’énergie. Le gouvernement a ainsi dévoilé une vague d’appels d’offres pour accélérer le développement des énergies renouvelables, et l’éolien en mer s’en tire bien.

La PPE3 lui fixe des objectifs ambitieux : 15 GW d’éolien en mer d’ici 2035 puis 45 GW à l’horizon 2050, soit 20 % des besoins électriques du pays. Si 2 gigawatts (GW) d’éolien offshore sont déjà en service, et 5,6 GW en développement ou construction, c’est un raz-de-marée qui est annoncé. L’État va mettre en concurrence dix nouveaux parcs éoliens en mer, fusionner les AO9 et 10 pour une capacité totale d’environ 10 GW.

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La puissance d’une centrale nucléaire au large de Fécamp

Ces projets seront répartis sur les façades maritimes françaises : trois fois 1350 MW au large de Fécamp (Seine‑Maritime), deux en Bretagne (1200 et 500 MW), quatre en Méditerranée (3,2 GW) et un près de l’île d’Oléron (Charente‑Maritime, 1200 MW). La moitié des capacités sera en éolien posé, technologie classique, et l’autre moitié en éolien flottant pour des zones plus profondes.

Alors que la PPE3 prévoit une clause de revoyure, sur fond de présidentielles, le gouvernement veut aller vite et dévoiler des lauréats fin 2026 ou début 2027. Pour la première fois, le cahier des charges introduit des critères de « résilience d’approvisionnement » pour favoriser des chaînes d’approvisionnement européennes. Tarif final cible : 100 euros le mégawattheure, ce qui est plutôt élevé.

Pour l’éolien terrestre, deux appels d’offres en 2026 viseront 800 MW avec une priorité donnée au repowering, qui consiste à renouveler les parcs existants avec des machines plus puissantes, et facilité pour les nouveaux parcs terrestres avec moins systématiquement une étude d’autorisation environnementale.

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Le solaire fait grise mine

Le photovoltaïque est en quelque sorte le perdant, avec 925 MWc de parcs au sol visés en 2026. Le gouvernement cherche à favoriser l’autoconsommation et les appels d’offres intégreront, comme les éoliennes, des critères de compétitivité et d’origine des composants pour soutenir l’industrie européenne.

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La hausse des prix de l’essence a permis à l’Etat d’engendrer des recettes supplméntaires de TVA. Et le gouvernement a eu une idée : réaffecter ce surplus à l’électrification alors qu’un grand plan est attendu.

Quel dilemme : comment se passer des fossiles et électrifier sans creuser la dette ? Eh bien, la boucle semble être bouclée. Et si la hausse des prix des carburants, qui permet à l’Etat de dégager des recettes, permettait de financer un grand plan pour se passer partiellement de ces mêmes fossiles ? Une idée portée par Sébastien Lecornu, qui propose de financer les premières mesures du plan, actuellement en cours d’arbitrage et dont la sortie, initialement attendue pour cette semaine, devrait intervenir la semaine prochaine.

« Nous ne pouvons pas verser une pluie de milliards d’euros chaque année dont nous n’avons pas le début d’un centime (…). Le premier ministre a été extrêmement clair : il n’y a pas de cagnotte quand on a un déficit à 5,1 % du PIB [produit intérieur brut] », a insisté David Amiel. Le ministre chargé des comptes publics tacle les opposants qui veulent que l’Etat ne profite pas de la crise (M. Le Pen) et que l’argent soit rendu aux français (L. Wauquiez).

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Financer des pompes à chaleurs et bornes de recharge

Au-delà de la mini-polémique, plusieurs mesures du plan ont déjà fuité dans la presse. Dans le bâtiment, un appel à manifestation d’intérêt pourrait structurer des offres intégrées de pompes à chaleur (installation, solution et financement). Dans les transports, le soutien à l’électrification du parc pour certains métiers (les infirmiers libéraux et aides-soigants) cibles et au déploiement des bornes de recharge figure parmi les priorités.

« La question n’est plus que climatique, elle touche désormais à l’intérêt national » assure S. Lecornu dans la lettre envoyée aux ministres que Contexte a pu consulter. Alors que la France ambitionne de passer de 40 à 60 % d’électricité dans la part finale d’énergie consommée, le soutien public va devoir impulser une demande électrique atone et une électrification poussive. Notre poisson d’avril n’était finalement pas si farfelu.

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Même en période de surproduction, la France continue de brûler du gaz pour produire de l’électricité. Été comme hiver, un minimum journalier de production par la filière gaz est maintenu.

« La France brûle du gaz pour produire son électricité… Mais pourquoi ? » s’émeut Frédérik Jobert, un expert en énergie, sur son profil Linkedin. Et de prendre un exemple : « vendredi 27 mars, entre 1,7 et 3 gigawatts (GW) d’électricité ont été produits par la filière gaz en France. Normal, me direz-vous, il faisait froid ! Pourtant, mardi 24 mars, journée douce, la situation n’est guère différente : les centrales à gaz produisent encore 1,3 GW au plus fort de la production solaire, alors que le prix spot est à 0 € entre 10h et 17 h !»

Relevés 2025‑2026 publiés par RTE à l’appui, le membre du comité exécutif de NW, géant des batteries stationnaires en France, n’en revient pas. Sur certaines journées de mars, alors que le nucléaire baisse sa production et que 5 GW d’énergies renouvelables doivent être écrêtés, les centrales à gaz produisent encore et toujours. Par ailleurs, leur production pendant les pics de consommation n’évolue pas sensiblement.

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Des centrales à gaz en cogénération subventionnées qui tournent en permanence

Comment se fait-il alors que ces centrales à gaz, coûteuses et carbonées, tournent régulièrement ? Les centrales à cycle combiné gaz (CCG) et turbines à combustion fonctionnent en moyenne à un prix de 110 euros le mégawattheure (€/MWh) et démarrent généralement en dernier recours. Elles fixent le prix du merit order, l’ordre dans lequel les centrales sont appelées : d’abord les renouvelables, puis le nucléaire et enfin les centrales thermiques (gaz, fioul, charbon). Lorsque le réseau est tendu et que la plupart des moyens de production ont été appelés, il ne reste plus que les centrales à énergie fossile, coûteuses. Toutefois, ce mécanisme est assez peu utilisé en dehors des pics de consommation hivernaux, et n’explique donc pas pourquoi l’on utilise toujours du gaz même lorsqu’il n’est pas indispensable.

Les grandes centrales ne sont pas les seules à produire de l’électricité avec du gaz. En France, il existe de nombreuses unités de cogénération subventionnées ou liées à l’industrie dont le prix est fixé à 70 €/MWh. C’est le soutien public qui vole à leur rescousse et leur assure ce tarif sur 10 à 15 ans. Elles ne sont donc pas influencées par les prix du marché de gros. Elles produisent quoi qu’il arrive, à une puissance plutôt constante et en continu, d’où la bande verte observable sur le graphique ci-dessous. Le jaune correspondant aux turbines à combustion précédemment évoquées.

La CSPE au secours des centrales à gaz

La contribution au service public de l’électricité (CSPE) aujourd’hui devenue l’accise, payée par les factures des consommateurs, finance le fonctionnement des cogénérations l’hiver. Et même après l’arrêt des obligations d’achat pour les nouvelles installations, les centrales existantes continuent de percevoir des revenus via la CSPE. Les centrales ne sont donc, pour certaines, pas exposées aux signaux prix marché et donc tournent en permanence.

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Le mécanisme de capacité : être payé sans produire

Le mécanisme de capacité, opérationnel depuis 2017, garantit que le système dispose d’assez de moyens disponibles lors des pics de consommation, surtout en hiver. Les fournisseurs doivent acheter des certificats proportionnels à la consommation de leurs clients, et les producteurs, y compris les centrales à gaz, sont rémunérés pour leur disponibilité indépendamment de la production réelle (il y a une rémunération puissance disponible et une rémunération énergie qui correspond à l’activation).

Une centrale de 500 MW peut ainsi percevoir plusieurs dizaines de millions d’euros par an simplement pour rester prête à produire. Ce mécanisme crée une opportunité économique qui incite à produire ou à rester disponibles, même hors pic de consommation.

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Une production flexible mais parfois « hors besoin »

Cette combinaison explique pourquoi, même en période de faible consommation, le gaz continue de tourner. Certaines cogénérations captent des revenus garantis grâce à leur obligation d’achat et les cycles combinés participent peu au marché. Pour autant, et même si les hivers seront de moins en moins rigoureux, ces centrales peuvent être activées dans les réserves, par exemple aFRR et mFRR. Elles équilibrent le réseau lors des pointes de consommation dans le cadre du mécanisme de capacité. Mais cette base de gaz, inscrite toute l’année sur Éco2mix, doit progressivement disparaître. C’est en tout cas le travail du gouvernement, pour sortir ces centrales polluantes qui n’ont aucune raison d’assurer une base de production.

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ℹ️ Communication commerciale pour Zendure

Trois nouveaux appareils, une plateforme logicielle remaniée et un contrat d’électricité à prix dynamiques : le fabricant Zendure tente de transformer ses clients en gestionnaires actifs de leur consommation. Reste à savoir si la promesse tient à l’usage.

Les tarifs de l’option Tempo EDF augmentent, les prix de revente de la production photovoltaïque n’ont jamais été aussi faibles et la crise au Moyen-Orient présage de nouvelles hausses du prix de l’électricité. Dans ce contexte, l’autoconsommation solaire apparaît comme le meilleur des boucliers pour se protéger des augmentations. Mais sans batterie, difficile de profiter du potentiel maximum de ses panneaux solaires. En s’équipant d’une batterie, il est possible de passer d’environ 30 % à plus de 90 % d’autoconsommation, et donc de réduire significativement sa facture d’électricité.

Découvrir l'univers Zendure ☀️

Zendure est un spécialiste des batteries résidentielles plug & play, installables sans nécessiter l’intervention d’un professionnel. Le fabricant a dévoilé, début février, trois nouveaux systèmes de stockage d’énergie pour particuliers, une refonte de son logiciel de gestion domestique et un service de fourniture d’électricité à tarif dynamique. L’ambition affichée : ne plus vendre seulement du matériel, mais prendre en charge l’ensemble de la chaîne énergétique du foyer.

Connue jusqu’ici pour ses batteries de balcon prêtes à brancher, largement répandues en Allemagne et dont la popularité progresse en France, Zendure cherche visiblement à élargir son terrain de jeu. Les trois modèles annoncés — SolarFlow 2400 Pro, SolarFlow 2400 AC+ et SolarFlow 1600 AC+ — couvrent des profils d’installation très différents, du balcon équipé de deux panneaux à la toiture photovoltaïque existante.

Une gamme de batteries structurée selon le type d’installation

Le SolarFlow 2400 Pro est le modèle le plus puissant des trois. Il accepte à la fois une entrée solaire en courant continu (DC) et une connexion au réseau alternatif (AC), ce qui lui permet d’atteindre une puissance photovoltaïque d’entrée totale de 4 800 W en combinant les deux voies. Ses quatre canaux MPPT de 750 W chacun lui confèrent une certaine souplesse dans la disposition des panneaux. La puissance injectée en continu sur le réseau atteint 2 400 W — un plafond courant dans cette catégorie de produits.

Les deux autres modèles fonctionnent exclusivement en couplage AC. Le SolarFlow 2400 AC+ cible les propriétaires qui disposent déjà d’une installation solaire en toiture et veulent y ajouter du stockage sans tout refaire. Le SolarFlow 1600 AC+ est la version d’entrée de gamme : puissance réduite à 1 600 W, capacité de stockage à partir de 1,92 kWh, il est présenté comme une solution pour les foyers équipés de micro-onduleurs anciens ou de petite taille.

Comparatif technique des trois modèles

Caractéristique	SF 2400 Pro	SF 2400 AC+	SF 1600 AC+
Type de couplage	DC + AC bidirectionnel	AC uniquement	AC uniquement
Puissance injectée AC (en continu)	2 400 W	2 400 W	1 600 W
Puissance d’entrée AC max.	3 200 W	3 200 W	1 600 W
Entrée DC (solaire MPPT)	4 × 750 W (3 000 W)	—	—
Entrée PV totale (DC + AC)	4 800 W	—	—
Capacité de stockage min.	2,4 kWh	2,4 kWh	1,92 kWh
Capacité de stockage max.	16,8 kWh*	16,8 kWh*	11,52 kWh
Puissance de décharge batterie	2 400 W	2 400 W	1 600 W
Prix de départ (précommande)	1 199 €	959 €	719 €

* La capacité de 16,8 kWh suppose l’ajout d’une batterie supplémentaire dans une configuration dite « premium ». L’injection réseau par défaut est plafonnée à 800 W ; l’extension au-delà dépend des réglementations en vigueur dans chaque pays.

Un logiciel qui veut piloter l’ensemble de la maison

Au-delà des appareils, c’est peut-être sur le plan logiciel que Zendure fait le pari le plus risqué. La société présente HEMS 2.0 (Home Energy Management System), une refonte de sa plateforme de gestion qui prétend centraliser, dans une interface unique, les panneaux solaires, les batteries, les pompes à chaleur et les bornes de recharge pour véhicules électriques. L’objectif est de traiter le foyer comme un micro-réseau, capable de s’adapter en temps réel aux prix de l’électricité.

Au cœur du dispositif, le moteur d’IA baptisé ZENKI™ 2.0 est censé prévoir les besoins de consommation, arbitrer entre stockage et injection sur le réseau, et décaler automatiquement les usages vers les plages horaires les moins chères. La plateforme serait compatible avec plus de 840 fournisseurs d’énergie européens, selon les données communiquées par Zendure.

Sur le plan de la connectivité, le système supporte le protocole MQTT et s’intègre avec des plateformes domotiques grand public comme Home Assistant ou Homey — un atout pour les utilisateurs déjà habitués à ce type d’environnement. Parmi les fonctions mises en avant par la marque :

• Équilibrage automatique entre production solaire, stockage batterie et réseau
• Optimisation des charges selon les tarifs heures pleines / heures creuses
• Pilotage des pompes à chaleur et des bornes de recharge VE
• Alertes et recommandations via un assistant IA intégré
• Maintenance prédictive des batteries

La sécurité des batteries est assurée par un système propriétaire appelé ZenGuard™, reposant sur une architecture à trois protections, notamment un mécanisme d’extinction automatique par aérosol activé en cas de surchauffe au-delà de 170 °C.

ZenWave™ : quand le fabricant devient fournisseur d’électricité

L’annonce la plus structurante sur le plan commercial n’est peut-être pas matérielle. Zendure développe ZenWave™, un service de fourniture d’électricité à prix de marché, déjà lancé en Allemagne et dont l’expansion européenne est en cours. Plutôt que de proposer un tarif fixe, le service répercute le prix horaire de l’électricité sur le marché de gros, en garantissant une origine 100 % renouvelable.

L’idée est que, couplé à HEMS 2.0 et à ZENKI™, ce type de contrat permette des économies significatives : la consommation est automatiquement déplacée vers les moments où le prix du marché est le plus bas, tandis que le surplus d’énergie solaire stocké en batterie peut être utilisé durant les pics tarifaires.

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Zendure avance des chiffres précis pour illustrer le potentiel, avec l’exemple d’un utilisateur qui achète un SolarFlow 2400 Pro ou un SolarFlow 2400 AC+ ainsi que 5 batteries AB3000L supplémentaires disposant d’une capacité totale de 16,8 kWh. Sur le marché allemand et dans le cadre du tarif dynamique ZenWave, cet utilisateur pourrait économiser jusqu’à 2 121 € par an (à un prix du kilowattheure de 0,20 €).

Ce positionnement — vendre à la fois le hardware, le software et le service d’énergie — rappelle les stratégies adoptées par certains acteurs du marché des pompes à chaleur ou des véhicules électriques, qui cherchent à fidéliser leur clientèle au-delà de l’acte d’achat initial.

Des prix en ligne avec le marché, une disponibilité immédiate

Les trois modèles sont disponibles en précommande sur le site de Zendure. Le SolarFlow 2400 Pro est affiché à partir de 1 199 €, le 2400 AC+ à 959 € et le 1600 AC+ à 719 €. Ces tarifs s’entendent pour l’unité de gestion seule, les batteries se commandant séparément en fonction de la capacité de stockage souhaitée.

Un marché en pleine structuration

Le marché du stockage solaire résidentiel en Europe connaît une croissance soutenue, portée par la hausse des prix de l’électricité et l’augmentation du nombre de foyers équipés de panneaux photovoltaïques. Le segment des batteries de balcon, popularisé notamment en Allemagne, commence à se diversifier vers des solutions hybrides plus puissantes, capables d’interagir avec des installations solaires plus importantes.

Zendure n’est pas seule sur ce terrain : des acteurs comme Anker (via sa marque Solix), EcoFlow ou BYD proposent des solutions comparables, et la concurrence pousse les prix à la baisse tout en tirant les performances vers le haut. La différenciation par le logiciel et les services associés — ce que Zendure tente ici — est l’une des voies explorées par plusieurs fabricants pour éviter la guerre des prix sur le seul matériel.

L’article Zendure veut réduire vos factures d’électricité grâce aux batteries et à l’énergie solaire est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Pendant qu’EDF doit revoir sa copie suite à de nouvelles préconisations concernant le devis des 6 EPR2, la Commission européenne compte lancer une enquête pour vérifier la conformité économique du projet. 

Dévoilé en décembre dernier, le devis d’EDF, d’un montant de 73 milliards d’euros, pour la construction des six nouveaux EPR2 devait être audité par la Délégation interministérielle du nouveau nucléaire (Dinn). Les résultats de cet audit viennent d’être présentés à Penly, à l’occasion du cinquième Conseil de politique nucléaire (CPN) présidé par Emmanuel Macron. Si les conclusions de cet audit n’ont pas été rendues publiques, on sait que ce dernier a abouti à un certain nombre de préconisations. Le CPN a demandé à EDF de les mettre en œuvre d’ici la fin de l’année 2026.

Il s’agit d’une étape cruciale, car le Conseil d’administration d’EDF doit assurer la décision finale d’investissement avant la fin de l’année 2026, pour que l’objectif de première mise en service en 2038 soit toujours d’actualité.

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La Commission européenne veille au grain

D’ailleurs, le devis dévoilé par EDF en décembre dernier et surtout les moyens de financements envisagés par la France sont actuellement scrutés dans les moindres détails par la Commission européenne, qui veut s’assurer de la conformité du montage financier. Si le dossier est étudié par les différents services de la Commission depuis le 2 février, une enquête pourrait être ouverte sur le sujet à la mi-avril. S’il s’agit d’une procédure relativement classique, cette dernière pourrait durer plusieurs mois, et ainsi affecter la chronologie du projet.

Rappelons qu’Ursula von der Leyen a récemment reconnu que le détournement européen du nucléaire avait été une erreur stratégique. Sur le principe, l’Europe semble désormais favorable à une augmentation du parc nucléaire européen. En revanche, la CE devrait en particulier vérifier les contours du prêt à taux zéro que l’État devrait accorder à EDF pour la construction des 6 EPR2. Ce prêt pourrait couvrir jusqu’à 60% du projet. Le reste du budget devrait notamment être couvert par un Contract for difference d’une durée de 40 ans. Face à l’envergure du projet et à son risque financier, le soutien de l’État pour un tel projet semble plus qu’indispensable.

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Face à la flambée des prix des carburants, le gouvernement français a annoncé le 1ᵉʳ avril une mesure sans précédent pour aider les ménages les plus précaires à ne plus dépendre des hydrocarbures pour leurs déplacements. Il ne s’agira pas d’une ristourne sur le litre de sans-plomb et de diesel, mais d’un don de véhicules électriques à 300 000 foyers parmi les plus gros rouleurs, qui seront sélectionnés par tirage au sort.

Alors que le litre de sans-plomb 95 s’apprête à atteindre la barre des 2 € le litre et que le gazole l’a déjà allègrement dépassée, l’État a choisi de frapper très fort. Plutôt qu’une ristourne à la pompe, comme celle accordée durant la crise de 2022 qui avait coûté 7,5 milliards d’euros d’argent public, jugée par l’Élysée comme une « rustine coûteuse et sans lendemain », l’exécutif a opté pour un dispositif structurel jamais imaginé auparavant.

Il va offrir 300 000 véhicules électriques à grande autonomie (minimum 500 km), neufs, à des ménages modestes identifiés comme de grands rouleurs, soit au moins 25 000 kilomètres parcourus par an, et qui seront choisis par tirage au sort.

Qui peut prétendre à cette opération ?

Le dispositif cible des foyers plutôt modestes, dont les revenus sont inférieurs au salaire net médian, et dont la dépendance à l’automobile est avérée : travailleurs pendulaires, soignants à domicile, artisans. Les bénéficiaires devront impérativement remettre leur ancien véhicule thermique à la casse, conformément à la condition sine qua non du programme.

Pas question de conserver les deux : la mise à la casse est obligatoire, et préalable à la réception du véhicule électrique. L’État s’est engagé à financer l’opération via les bénéfices publics et privés engrangés par la hausse des prix des carburants, selon un montage qui n’a pas encore été dévoilé. Le budget sera strictement identique à celui de la ristourne carburant octroyée en 2022, soit 7,5 milliards d’euros.

Sur quinze ans, 6,7 milliards de litres d’essence économisés

Ce don massif de véhicules électriques devrait être une opération gagnante sur une longue durée. En remplaçant 300 000 voitures thermiques consommant en moyenne 6 litres aux 100 km par des électriques, et en supposant que chaque ménage continue de parcourir 25 000 km par an, le volume de carburant économisé s’élève à 6,75 milliards de litres de carburant sur quinze ans. Cela représente environ 5,4 milliards d’euros d’économies sur la balance commerciale. Plutôt que de dépenser ce montant en hydrocarbures importés, ils consommeront environ 18 terawattheures d’électricité bas-carbone, produite en France, pour une facture de 2,3 milliards d’euros.

En termes d’émissions, cela représente l’évitement d’environ 15,5 millions de tonnes de CO₂, soit une réduction de 25 % de l’impact carbone de l’ensemble du parc automobile français. « Nous ne faisons pas un cadeau, nous faisons un investissement national », a martelé Wilfried Merlan, le haut-commissaire à la décarbonation durable auprès du ministère de la Transition énergétique. « Chaque goutte de pétrole non consommée est un pas de plus vers notre souveraineté et l’indépendance de notre économie face aux désordres causés par les superpuissances pétrogazières ».

Les constructeurs automobiles français se frottent les mains

Les syndicats de l’automobile applaudissent, car les véhicules sélectionnés par l’appel d’offres seront obligatoirement fabriqués en France et dotés d’une batterie européenne. Au-delà, c’est tout un écosystème qui se félicite, des producteurs d’électricité jusqu’aux fabricants et installateurs de bornes. « Il va falloir planter des bornes plus vite que des poireaux au printemps », a sobrement commenté Jeanine Flétan, responsable de l’Institut des véhicules routiers électrifiés (IVRE).

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Omnegy, un courtier qui promettait de trouver bénévolement le meilleur contrat d’électricité et de gaz pour les Restos du Cœur, aurait ponctionné plus de 400 000 euros, révèle une enquête de La Tribune.

L’histoire commence comme un geste de solidarité. Entre 2022 et 2025, le courtier en énergie Omnegy tend officiellement la main aux Restos du Cœur pour leurs achats de gaz et d’électricité, pour plus de trois cents de leurs sites. Une prestation présentée comme gratuite, pour la bonne cause. Les volumes que consomme l’association sont énormes d’après les chiffres collectés par Marine Godelier, journaliste de La Tribune. Ce sont près de 8 200 MWh d’électricité et 3 200 MWh de gaz par an. Le problème est que ce contrat a été négocié en pleine crise énergétique, au moment où l’électricité atteignait près de 600 euros le mégawattheure (€/MWh) contre 100 à 150 €/MWh aujourd’hui.

Officiellement, Omnegy ne facture pas ses services. Mais l’enquête de La Tribune révèle que la rémunération du courtier est en réalité intégrée directement dans les prix de l’énergie sous forme de commissions, logique pour un courtier, mais pas dans leur niveau. Omnegy se servirait grassement, de 16 à 19 €/MWh pour l’électricité et de 7 à 11 €/MWh pour le gaz, là où les standards de marché se situent plutôt entre 1 et 2 €/MWh.

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Entre 400 000 et 500 000 euros de commissions

Au total, ces commissions auraient représenté, écrit-elle, entre 400 000 et 500 000 euros. Une somme d’autant plus gigantesque qu’elle intervient au moment où les Restos du Cœur alertent publiquement sur leurs difficultés financières. Ces commissions sont perçues dès la signature des contrats sur la base des volumes estimés. Le courtier s’assure donc un paiement certain, indépendant de la consommation réelle.

C’est finalement le fournisseur sélectionné par Omnegy, ekWateur, qui engage une petite renégociation. Le prix de l’électricité est revu à la baisse, de 630 €/MWh à 574 €/MWh et un don de 100 000 euros sur trois ans est versé. Finalement, eKwateur a choisi de rompre ses relations commerciales avec Omnegy et les Restos du Cœur ont cessé leur collaboration avec le courtier. Ni Omnegy ni l’association n’ont répondu aux sollicitations de La Tribune.

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Si vous voulez payer moins cher votre facture d’énergie, déménagez dans le Cantal ! À force d’abnégation et d’expérimentations, un ancien Lyonnais a réussi à réduire au minimum ses différentes factures en rénovant sa maison. Voici ses secrets. 

Pour Didier Flipo, la situation du détroit d’Ormuz n’est que le cadet de ses soucis, et pour cause. Voilà plus de 10 ans que cet habitant du Cantal s’évertue à construire un havre de tranquillité, à l’abri des tracas du monde, et surtout des variations du prix de l’énergie. Pour y parvenir, il ne cesse d’expérimenter pour rendre sa maison la plus résiliente possible, et ça marche. En combinant isolation de qualité et poêle de masse (aussi appelé poêle à accumulation), il a réussi à réduire sa facture de chauffage à une peau de chagrin.

Outre l’isolation de son logement, réalisée en laine de bois et en ouate de cellulose, c’est le poêle de masse qui en fait l’originalité. D’inspiration finlandaise, ce poêle à bois permet de maintenir une température intérieure constante de 19°C, même durant les froides nuits du Cantal. Grâce à une conception bien précise, l’énergie dégagée par un feu d’une heure par jour, qui atteint 1 200 °C, est stockée dans ses briques réfractaires puis redistribuée dans tout le logement pendant 24 heures. Le poêle est alimenté grâce à des croûtes de scierie obtenues à 25 €/m³, pour environ 4 m³ consommés chaque année.

La construction d’un tel poêle représente un investissement important. Didier Flipo estime le coût de son installation à environ 10 000 € en auto-installation. Mais selon ses dires, l’ensemble aurait été rentabilisé en 7 ou 8 ans.

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La résilience, un travail à plein temps ?

Didier Flipo ne s’est d’ailleurs pas arrêté là. Il a également mis en place une installation photovoltaïque associée à des batteries acide-plomb qui lui permettent de réduire par deux sa facture d’électricité. Enfin, des panneaux solaires thermiques permettent d’obtenir de l’eau chaude à moindre effort.

Il faut bien l’admettre, rendre sa maison résiliente n’est pas une simple formalité, mais plutôt un engagement sur le long terme. Comme évoqué lors d’une présentation vidéo de sa maison, prendre la voie de la résilience, c’est choisir l’expérimentation au quotidien, en particulier dans le cadre de la rénovation d’un logement. Il faut pouvoir s’adapter aux caractéristiques intrinsèques du bâtiment, mais aussi de son environnement. Dans ces conditions, difficile de ne pas mettre la main à la patte. D’ailleurs, l’utilisation de « systèmes alternatifs » demande souvent une organisation minutieuse au quotidien pour fonctionner parfaitement. Le poêle doit être allumé de manière régulière, les toilettes sèches entretenues, les réserves d’eau de pluie vérifiées et les batteries contrôlées.

Chronophage, ce mode de vie paraît peu compatible avec le quotidien du plus grand nombre, et se montre difficile à transposer aux zones urbaines. Néanmoins, les éclaireurs de la résilience, comme Didier Flipo, ont le mérite de débroussailler le champ des possibles, et de nous transmettre les idées qui fonctionnent le mieux, et permettent ainsi à chacun d’alléger sa facture en fonction de ses possibilités et de ses moyens. D’ailleurs, Didier Flipo et son collègue Rémi Richart ont partagé leurs quelque 25 années d’expérience en la matière dans le livre Maison résiliente, aux éditions Terran.

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Le goulot d’étranglement sur la production du pétrole n’est rien devant la mainmise de la Chine sur les technologies bas carbone, analyse l’Agence internationale de l’énergie (AIE).

L’Agence internationale de l’énergie a voulu chiffrer à quel point la Chine domine les technologies propres dans un rapport paru hier. Ce n’est pas une surprise, la Chine contrôle aujourd’hui l’ensemble des chaînes d’approvisionnement des panneaux solaires, batteries, éoliennes, pompes à chaleur ou électrolyseurs. Elle concentre entre 60 % et 85 % des capacités de production mondiales.

Elle est même en quasi-monopole sur certains segments, où les industries chinoises produisent 85 % des cellules photovoltaïques et des anodes de batteries, par exemple. Le pays produit plus de 70 % du lithium, du cobalt, du graphite et des terres rares. Autre chiffre éloquant : le reste du monde ne peut satisfaire moins de 25 % de la demande sans la Chine.

La comparaison avec les énergies fossiles et l’OPEP montre la nouvelle concentration à venir. Les 13 États membres de l’organisation des pays exportateurs de pétrole produisent 33 % de l’or noir mondial et 15 % du gaz. C’est sans commune mesure avec la Chine sur les nouvelles technologies vertes.

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La Chine peut décider de bloquer

Cette dépendance n’est malheureusement pas une bonne nouvelle. Une interruption d’un mois des exportations chinoises dans la chaîne des batteries entraînerait 17 milliards de dollars de pertes de production pour l’industrie automobile mondiale.

Dans le solaire, une perturbation similaire priverait les fabricants hors Chine d’environ 1 milliard de dollars de production mensuelle. C’est le fruit d’un investissement massif de Pékin, qui a structuré des filières complètes, a su sécuriser ses approvisionnements en profitant des abondants gisements de terres rares sur son sol, et soutenu ses industriels. L’AIE rappelle que le nouvel OPEP des technologies vertes, c’est la Chine.

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Dès le 7 avril 2026, Émilie Piette succèdera à Xavier Pechaczyk à la présidence du gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE. Cette polytechnicienne très proche de l’Élysée prendra ses fonctions pour le mandat restant jusqu’en août 2030.

Le 30 mars 2026, le conseil de surveillance de Réseau de transport d’électricité (RTE) a officialisé la nomination d’Émilie Piette à la tête du directoire de l’entreprise publique. Cette décision, confirmée par le ministère chargé de l’Énergie et la Commission de régulation de l’énergie (CRE), prend effet dès le 7 avril 2026 et s’étendra jusqu’à la fin du mandat le 31 août 2030. C’est la première fois qu’une femme est nommée à la tête de RTE depuis sa création, en 2000.

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Une polytechnicienne ayant œuvré pour plusieurs ministères

Âgée de 48 ans, Émilie Piette succède à Xavier Piechaczyk, ancien président du directoire depuis 2020 et récemment nommé président-directeur général du groupe RATP. Sa prise de fonction intervient après plusieurs années passées à la Présidence de la République, où elle a exercé en tant que secrétaire générale adjointe depuis 2023, en charge des pôles économie et environnement.

Diplômée de l’École polytechnique et de Télécom Paris, Émilie Piette est ingénieure générale des mines et possède 25 ans d’expérience dans la haute fonction publique et le secteur privé. Son parcours se distingue par des fonctions de cadre dirigeant dans différents ministères, dont les Affaires étrangères, l’Économie, le Logement et la Transition écologique.

Elle a occupé des postes clés tels que déléguée interministérielle à l’encadrement supérieur de l’État, secrétaire générale des ministères de la Transition écologique et de la Cohésion des territoires, ainsi que directrice de production chez Bouygues Bâtiment Île-de-France. Elle est également chevalier de l’Ordre national du Mérite.

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Un musée, à Bayonne, recourt à la géothermie pour maintenir une température ambiante optimale pour ses œuvres d’art. Une installation inédite pour ce genre d’usage.

Après quatorze ans de fermeture pour rénovation, le musée Bonnat-Helleu situé à Bayonne (Pyrénées-Atlantiques) a rouvert fin 2025. Il a doublé sa surface d’exposition mais surtout, le musée a une installation géothermique flambant neuve, pour conserver parfaitement ses collections. La ville de Bayonne a mis 28 millions d’euros sur la table pour moderniser entièrement les installations de chauffage, ventilation et climatisation. Le lot « génie climatique » a été attribué à Axima, entité du groupe Equans.

Le système est constitué de deux thermofrigopompes (l’une des nombreuses façons de désigner une pompe à chaleur). Elles exploitent les calories du sous-sol via des forages réalisés à une quarantaine de mètres de profondeur à proximité du bâtiment. Chaque équipement développe une puissance d’environ 400 kilowatts (kW), en chaud comme en froid.

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Une température et humidité à contrôler

Huit centrales de traitement d’air prennent le relais, associées à un réseau de capteurs déployés dans les salles. L’ensemble permet de maintenir une température stable dans une trentaine d’espaces d’exposition. La température y est régulée entre 20 et 23°C et l’humidité entre 50 et 55 %. C’est un standard dans les musées pour des tableaux ou œuvres en bois.

Avant la rénovation et l’installation de la géothermie, le musée fonctionnait avec des systèmes classiques alimentés en gaz et en électricité, sans pilotage aussi fin de la température et de l’humidité. C’est une prouesse d’autant que le bâtiment est classé et date du XIXᵉ siècle. Les travaux ont dû respecter des contraintes d’aménagement et de discrétion des équipements.

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Si l’Europe a changé son fusil d’épaule concernant la fission nucléaire, elle a également décidé de saisir le sujet de la fusion nucléaire à bras le corps pour gagner en indépendance énergétique. Elle compte ainsi multiplier les subventions pour devenir le premier continent à injecter de l’électricité produite grâce à la fusion sur son réseau.

La Commission européenne vient de dévoiler le budget de son programme Euratom, pour soutenir le secteur du nucléaire en 2026 et 2027. Sur une enveloppe totale de 330 millions d’euros, 222 millions d’euros seront consacrés au développement de la fusion nucléaire.

En pratique, ce budget conséquent devrait permettre l’établissement d’un nouveau partenariat public-privé à l’échelle européenne dans le domaine de la fusion. Ce partenariat doit contribuer au développement de cette technologie, mais également à la création d’une chaîne d’approvisionnement européenne. En parallèle, une partie de cette enveloppe devrait permettre le soutien des start-up européennes émergentes dans le domaine, afin de les porter à maturité. Enfin, des aides financières seront accordées pour la recherche fondamentale sur le sujet.

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La fusion, un espoir majeur pour le continent européen

Ce n’est pas un hasard si l’Europe accélère sur le sujet de la fusion nucléaire. Habituellement considéré comme un projet de recherche sur le long terme, la fusion nucléaire suscite de plus en plus d’espoirs à mesure que la recherche avance et que les besoins en énergie décarbonée augmentent. De nombreux laboratoires et start-ups travaillent d’arrache-pieds à travers le monde pour concrétiser la production d’électricité à partir de la fusion d’un atome de deutérium et d’un atome de tritium.

Pour l’Europe, il ne s’agit pas d’un simple développement technologique. La fusion nucléaire représente l’espoir d’une souveraineté énergétique retrouvée. En effet, contrairement à la fission nucléaire ou aux énergies fossiles, les ressources nécessaires à la fusion nucléaire sont plus disponibles, même sur le territoire européen. Par conséquent, cette technologie permettrait à l’Europe de moins subir les influences internationales en matière d’énergie.

Pour le moment, le Vieux Continent est particulièrement dépendant du reste du monde. Pour s’en convaincre, il suffit d’observer l’explosion des prix de l’énergie depuis le blocage du détroit d’Ormuz.

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Le projet ITER est-il encore dans la course ?

Reste désormais à savoir quand aura lieu la première injection d’électricité issue de la fusion nucléaire sur un réseau national. Face aux nombreuses startups qui semblent en avance sur le sujet, on peut se demander si le projet ITER est encore dans la course. Si le début des opérations de recherche est annoncé pour 2034, la première réaction de fusion n’est pas attendue avant 2039. En parallèle, certaines startups paraissent plus avancées, ayant annoncé un début d’injection d’électricité issue de la fusion en 2028 pour Helion Energy, ou début 2030 pour Commonwealth Fusion Systems (CFS), Tokamak Energy et General Fusion.

D’ailleurs, le projet ITER n’a pas vocation à injecter du courant sur le réseau français. Pour cela, il faudra attendre le démonstrateur DEMO qui devrait injecter du courant sur le réseau à l’horizon 2050. Néanmoins, il faut garder à l’esprit que le cadre du projet ITER dépasse la simple réaction de fusion, et met en place les bases d’une filière électrique robuste reposant sur la fusion nucléaire. Il devrait ainsi permettre une intégration et une industrialisation de ce procédé à grande échelle.

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Une cimenterie belge a décidé de prendre le sujet de la décarbonation à bras le corps, en visant le zéro émission d’ici 2030. Pour y parvenir, elle vient d’inaugurer la plus grande centrale solaire flottante en autoconsommation d’Europe. 

Avec ses 31 MWc de puissance, cette nouvelle centrale photovoltaïque installée sur un lac artificiel de 55 hectares est très loin des plus grandes centrales flottantes au monde. Néanmoins, il s’agit de la plus grande centrale flottante d’Europe dédiée à l’autoconsommation. La production électrique, estimée à 30 GWh/an, des 55 000 panneaux sera dédiée à l’alimentation de la cimenterie Holcim de la ville d’Obourg.

Installée sur un ancien site d’extraction de craie réhabilité en lac, la centrale est dotée de panneaux bifaciaux qui profiteront de la réflexion du soleil sur la surface de l’eau, augmentant ainsi sa production. L’intégration paysagère du site a été particulièrement soignée, avec un forage dirigé de 700 mètres de long entre la centrale et le poste de transformation et ses 64 onduleurs.

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Réduire les émissions de la production de ciment

Inaugurée quelques jours après une visite du roi des Belges sur le site d’Holcim, la centrale fait partie d’un projet plus vaste appelé GO4ZERO. Comme son nom l’indique, l’objectif de ce projet est simple : atteindre le zéro émission d’ici 2030/2031. Pour réussir cette ambitieuse mission, Holcim compte employer toute une série de technologies destinées à réduire l’impact carbone de ses procédés de fabrication.

Ces évolutions technologiques commencent dès la production de clinker qui sera obtenue par voie sèche plutôt que par voie humide. Dans le même temps, l’acheminement de ce clinker se fera en train pour limiter les émissions.

Les processus de chauffage seront également optimisés avec le recours à la biomasse, mais également à l’oxycombustion, une technique qui consiste à remplacer l’air ambiant par le dioxygène lors de la combustion. Enfin, des techniques de captage et de stockage du CO₂ émis lors du processus seront mises en place. L’ensemble de ces évolutions technologiques sera concrétisé à travers une usine flambant neuve qui devrait bientôt être mise en service. Grâce à elle, Holcim espère produire 2 millions de tonnes de ciment décarboné par an.

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L’énergéticien national a signé un contrat sur 12 ans pour la fourniture d’électricité bas-carbone aux sites de raffinage et de chimie de TotalEnergies en France. Ce partenariat couvrira 60 % des besoins électriques de ces usines.

Dans un communiqué, EDF annonce avoir scellé un accord avec TotalEnergies visant à garantir une électricité majoritairement nucléaire à faible impact carbone pour les sites industriels stratégiques du géant pétrolier en France. Ce contrat, qui débutera en 2028, permettra d’assurer à long terme un approvisionnement compétitif et stable pour ces installations.

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400 MW de puissance nucléaire réservée

Il s’agit d’un énième contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN) signé par EDF avec de grands industriels. Le prix de l’électricité négocié n’a pas été dévoilé. Prévu pour durer 12 ans, ce partenariat garantit à TotalEnergies l’accès à une part dédiée de la puissance nucléaire d’EDF pour alimenter ses sites industriels de raffinage et de chimie.

La capacité allouée par EDF à TotalEnergies représente environ 400 MW, soit près de 60 % des besoins électriques estimés de ces sites. Cette mesure vise à sécuriser l’approvisionnement énergétique de ces industries très consommatrices, en assurant une électricité compétitive, mais aussi à bas carbone. Le CAPN permet aussi à EDF de mutualiser les risques liés à la variabilité de la production nucléaire, sans céder la responsabilité opérationnelle de ses centrales, qu’elle conserve intégralement.

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La Commission de régulation de l’énergie rapproche du temps réel le laps de temps qu’a RTE pour équilibrer à chaque demi-heure le réseau électrique, se rapprochant toujours de la gestion temps réel.

Prévue par la réforme européenne du marché de l’électricité de 2024, l’équilibrage jusqu’à 30 minutes avant la livraison (le T-30) n’entrera en vigueur en France qu’en 2029. Selon la CRE, c’est une « évolution significative en termes d’exploitation » qui « impose de repenser l’organisation actuelle des marchés de l’équilibrage ». Première évolution validée : la révision des méthodes de dimensionnement des réserves rapides et complémentaires, mobilisées pour restaurer la fréquence du réseau. Ce sont les réserves qui sont activées, par ordre de rapidité d’activation et d’apport au maintien ou à la restauration de la fréquence, pour s’assurer que, chaque jour, la production d’électricité soit égale à la consommation.

La Commission de régulation de l’énergie valide une approche plus dynamique et probabiliste, dans laquelle RTE, le gestionnaire du réseau électrique, doit déterminer ses besoins d’équilibrage (dépendant des centrales disponibles et de ses prévisions de consommation), en tenant compte de leur variabilité croissante à court terme. Le dimensionnement ne repose donc plus uniquement sur des scénarios extrêmes (RTE prend beaucoup de marge pour équilibrer et cela coûte plus cher), mais sur une analyse plus fine des déséquilibres effectivement observés.

Le régulateur valide également l’introduction d’un dimensionnement explicite de la réserve rapide à la baisse (consommer le surplus d’électricité ou réduire la production) lié notamment aux injections excédentaires du solaire sur le réseau.

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Des produits de marché rapprochés du temps réel

La seconde délibération de la CRE porte sur les modalités de contractualisation. La CRE approuve la création d’un nouveau produit capacitaire attribué via des appels d’offres journaliers. Ce mécanisme vise à « développer progressivement de nouveaux gisements d’équilibrage plus flexibles », capables d’intervenir sur des horizons très courts. La flexibilité de la demande a notamment le vent en poupe : les ménages peuvent avoir des appareils très consommateurs, comme un véhicule électrique, un chauffe-eau, tous pilotables à distance, comme ce que fait la startup Symphonics.

Dans un cadre T-30, les besoins d’équilibrage se matérialisent plus tardivement et exigent des actifs à forte réactivité, là où les dispositifs existants, souvent contractualisés à plus long terme, apparaissent moins adaptés (centrales à gaz). La CRE précise qu’elle sera attentive à ce que l’émergence de ces nouvelles flexibilités se fasse « à un coût maîtrisé pour la collectivité ».

Pourquoi ces deux délibérations à horizon 2029 ? Les déséquilibres tendent à se concentrer sur des horizons de plus en plus proches du temps réel, sous l’effet de la variabilité des productions renouvelables et des incertitudes de prévision météorologiques associées. Dans le même temps, la réduction de l’inertie du système (avec l’effacement progressif des centrales à turbines type gaz, nucléaire, charbon au profit de l’électronique de puissance des ENR) accroît la sensibilité de la fréquence aux écarts instantanés, justifiant ainsi le besoin de réserves rapidement mobilisables.

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Plus impressionnant que le Charles de Gaulle à tout point de vue, le futur porte-avions français, désormais appelé France Libre, sera doté des plus puissants réacteurs nucléaires navals français. Baptisé K22, ce réacteur équipera également les futurs sous-marins nucléaires lanceurs d’engins. 

Tout s’accélère, depuis quelques mois, autour de la construction du futur porte-avions français récemment baptisé France Libre. Plus long, plus large et plus lourd que l’actuel Charles de Gaulle, il aura besoin d’un mode de propulsion plus puissant que ce dernier. C’est donc tout naturellement que les équipes de Naval Group, de Framatome et de TechnicAtome se sont attelées à la conception d’une nouvelle chaufferie nucléaire dès 2020. Le France Libre devrait être équipé de 2 réacteurs nucléaires K22, pour une puissance cumulée de 450 MW thermique, soit 50% de plus que les deux réacteurs K15 du Charles de Gaulle.

Malgré un poids estimé à 75 000 tonnes en déplacement, soit 1,8 fois plus que l’actuel porte-avions, ces deux nouvelles chaufferies permettront au navire d’atteindre une vitesse supérieure à 27 nœuds, soit l’équivalent de 50 km/h.

6 à 8 réacteurs K22 à construire

Le France Libre ne sera pas le seul à profiter de ces nouveaux réacteurs nucléaires K22. Ces derniers vont également équiper la troisième génération de sous-marins nucléaires lanceurs d’engins (SNLE), classe L’Invincible. Le premier des 4 SNLE 3G prévus est déjà en construction aux chantiers de Naval Group de Cherbourg depuis mars 2024.

Concernant les chaufferies nucléaires du PA-NG, la première soudure de l’enceinte de confinement a eu lieu en septembre dernier à Indret. Si tout se passe comme prévu, la construction du porte-avions devrait débuter en 2031 à Saint-Nazaire, pour une mise en service prévue en 2038.

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Entre flambée du prix de l’énergie et inaction du gouvernement dans un contexte géopolitique tendu, les prochaines semaines s’annoncent compliquées pour la grande majorité des Français. Et si la réponse à cette dépendance énergétique était électrique ? 

Depuis le 28 février dernier, l’offensive militaire menée par Israël et les USA contre l’Iran fait exploser les prix de l’énergie. Si le gaz est encore loin des niveaux historiques atteints au début de la guerre en Ukraine, les conséquences de cette flambée des prix se font déjà ressentir pour les Français.

Pour s’en convaincre, il suffit de se rendre à la station-service la plus proche, et de jeter un œil aux tarifs affichés sur les totems. Si la hausse du prix du gaz résidentiel est encore minime, avec une augmentation de 4,3 % par rapport à février, la situation est déjà critique pour de nombreuses professions dans le secteur de l’industrie, de l’agriculture, de la pêche ou du transport.

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Le temps du quoi qu’il en coûte est révolu

Pour tenter de stopper l’hémorragie, le gouvernement a prévu un certain nombre de mesures à destination des professionnels. Les pêcheurs pourront bénéficier d’un étalement des échéances fiscales, ainsi que des prêts de trésorerie garantis par Bpifrance. Les aides sont plus ou moins similaires pour les entreprises du transport, à savoir un report des cotisations sociales avec délai de paiement, sans frais ni majoration. En parallèle, le gouvernement a demandé aux principaux distributeurs français de carburant d’augmenter, dans la mesure du possible, leur production de produits raffinés, tout en faisant un effort afin de réduire les prix dès que c’est possible.

Pour autant, le gouvernement n’envisage aucune aide directe sur le prix de l’énergie, que ce soit sous forme d’une réduction des taxes ou de la mise en place d’un bouclier tarifaire. Toujours selon le gouvernement, la politique du quoi qu’il en coûte n’est plus d’actualité, du fait d’une situation budgétaire trop contraignante. Maud Bregeon a ainsi déclaré sur BFMTV que « le scénario d’une baisse des taxes n’est pas envisagé à l’heure où on se parle ».

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Profiter de la stabilité électrique française

La ministre déléguée chargée de l’Énergie a également rappelé que cette hausse du coût de l’énergie était due à la trop grande dépendance de la France envers les énergies fossiles, et sortir de cette dépendance était une urgence absolue.

Il faut bien reconnaître que la fragilité du contexte économique actuel est en grande partie due aux difficultés de transport des énergies fossiles. Une électrification des usages, et en particulier de la mobilité, permettrait de redonner à la France une plus grande souveraineté. Cette électrification permettrait de limiter les impacts de situations géopolitiques tendues comme l’actuelle guerre en Iran, protégeant ainsi le pouvoir d’achat des Français. Il ne reste plus qu’à rendre plus abordables les moyens de transports électrifiés.

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Toujours plus abordables, les cellules photovoltaïques se déclinent désormais sur presque tout type de support, en particulier dans le domaine du bâtiment. Dernier exemple en date : des volets coulissants capables de produire de l’électricité, sans compromettre l’architecture des bâtiments. 

Voilà plus de 50 ans que les volets roulants ont peu à peu remplacé les volets traditionnels à double battant, notamment grâce à l’évolution des matériaux et à leurs meilleures performances en termes d’isolation thermique. Il existe également un autre type de volet aujourd’hui moins répandu : le volet coulissant. Celui-ci a un avantage esthétique indéniable, et est souvent utilisé par les architectes pour rythmer les façades de bâtiments grâce à l’emploi de matériaux spécifiques.

La popularité de ce type de volet pourrait bientôt augmenter drastiquement grâce à une innovation signée EHRET. Le spécialiste allemand des volets en aluminium vient de dévoiler le SolarSlide, un volet coulissant équipé de cellules photovoltaïques. Au cœur de cette innovation, on retrouve un ensemble de cellules photovoltaïques prises en sandwich entre deux vitres qui peuvent être colorées. L’ensemble permet d’obtenir un résultat opaque ou semi-transparent, en fonction de la vision de l’architecte.

Surtout, le volet peut produire de l’électricité grâce au raccordement à un onduleur pour une intégration bâtiment, ou à un micro-onduleur directement intégré dans le vantail pour les solutions plug-and-play.

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La production décarbonée s’invite dans tous les aspects de l’architecture

Côté performance, Ehret annonce 141 Wc/m². On est loin des quelque 230 Wc/m² que l’on retrouve dans la plupart des panneaux solaires standards actuels. Néanmoins, l’essentiel n’est pas là. Ce volet photovoltaïque est un signal de plus que la production d’énergie s’intègre de plus en plus dans l’architecture et la construction en général.

Tout comme les tuiles, les garde-corps ou les vitrages solaires, cette solution devrait permettre une production électrique toujours plus proche des lieux de consommation pour les usages tertiaires ou résidentiels. Associé à des batteries de stockage, ce type de technologie laisse imaginer un avenir relativement proche dans lequel bâtiments et logements seraient autonomes en énergie. Reste désormais à savoir si leur intégration sera rendue possible sans faire exploser les budgets de construction et si elle n’imposera pas de coûteuses opérations d’entretien liées au câblage et à la présence d’un micro onduleur. Concernant ces volets coulissants, Ehret n’a pas dévoilé de tarif.

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