La liste des projets de SMR français s’allonge. Moins connue que ses rivales, la startup française Otrera travaille à la mise au point d’un SMR à neutrons rapides, et vise une première divergence en 2032. Pour réussir son pari, la startup peut compter sur un atout de taille : l’ancien responsable du projet ASTRID.

Le nom Otrera ne vous dit peut-être rien, mais cela ne devrait pas durer. Cette startup issue du Commissariat à l’énergie atomique (CEA) a l’ambition de concevoir un mini-réacteur modulaire (SMR) à neutrons rapides refroidi au sodium, et d’industrialiser sa fabrication en France. Sur le papier, ce nouveau projet a de nombreux arguments à faire valoir. Otrera promet une capacité thermique de 300 MW pour 110 MW électriques, en visant la cogénération chaleur/électricité.

En parallèle, le SMR se distingue par son design particulièrement compact. Par exemple, sa cuve ne dépasse pas les 3 mètres de diamètre, ce qui devrait faciliter son implantation à proximité des agglomérations ou sur des sites industriels. Enfin, il devrait être alimenté via des combustibles recyclés comme le HALEU. Le changement de combustible ne devrait avoir lieu qu’une fois par décennie.

La technologie de refroidissement au sodium est réputée dangereuse, à cause de la grande réactivité chimique de ce métal. Mais Otrera aurait conçu de nombreux mécanismes de sûreté passifs, avec notamment plusieurs niveaux de confinement.

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L’ancien patron du projet ASTRID aux manettes

Si la mise en service d’un premier démonstrateur industriel n’est pas prévue avant 2032, les équipes d’Otrera travaillent à la construction d’une usine de production à Cherbourg. La première pierre de cette dernière devrait être posée en 2027, pour une mise en service en 2029. À terme, elle devrait permettre la production en série de nombreux éléments comme les pompes, les échangeurs ou encore les cuves.

À la lecture des caractéristiques de ce SMR, vous avez peut-être constaté des similitudes avec le projet ASTRID sur la technologie choisie, et ce n’est pas un hasard. Le fondateur d’Otrera n’est autre que Frédéric Varaine, ancien responsable du programme ASTRID. Si lui et Jean-Eric Lucas, cofondateur d’Otrera, ne comptent pas « refaire ASTRID », l’expérience accumulée sur le successeur de Superphénix a notamment permis aux équipes d’Otrera de faire des choix technologiques différents.

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Une étude de SolarPower Europe, le lobby européen du solaire, explique que l’énergie photovoltaïque a fait économiser 1,9 milliard d’euros sur les factures d’électricité depuis la guerre en Iran.

Publiée début avril, l’étude de Solar Power Europe montre à quel point le solaire a évité l’explosion des factures liées au prix du gaz et à la guerre en Iran. Sur les dix-sept premiers jours de la guerre et en considérant les 20 térawattheures (TWh) d’électricité produits par le solaire, si cette production avait été assurée par des centrales à gaz, la facture énergétique dans l’UE aurait explosé de 1,9 milliard d’euros.

Chaque jour, selon le lobby qui voit le pire scénario pour donner la comparaison la plus favorable au solaire, il aurait ainsi permis d’économiser plus de 110 millions d’euros. Sur l’ensemble du mois de mars, ces économies auraient été de 3,77 milliards d’euros. En extrapolant sur l’année 2026 et avec des prix du gaz maintenus à un niveau élevé, les gains pourraient approcher 67 milliards d’euros. Et si la politique solaire était encore plus volontariste, ce serait 170 milliards d’ici 2030.

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Prix du gaz en augmentation de 70%

« Accélérer les solutions de flexibilité non fossiles doit devenir une priorité absolue », explique Dries Acke, directeur général adjoint de SolarPower Europe dans le communiqué. Et d’évoquer le stockage par batterie, la flexibilité de la demande et les interconnexions comme les outils les plus efficaces pour réduire la dépendance au gaz et stabiliser les prix de l’électricité.

Le 31 mars, Dan Jørgensen, commissaire européen à l’Énergie, rappelait que le prix du gaz avait augmenté de 70 % depuis le début du conflit. « L’énergie propre produite localement, l’électrification, les interconnexions modernisées et l’efficacité énergétique sont les seuls moyens d’avancer », plaidait-il. Le lobby du solaire souhaite un plan d’action urgent pour décorréler les prix du gaz et de l’électricité par les solutions qu’il prône : solaire et flexibilités.

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Pointée du doigt par une équipe de recherche américaine, la vulnérabilité des installations photovoltaïques pourrait devenir la principale cible de sabotages et de piratages dans un contexte géopolitique de plus en plus complexe. 

Le photovoltaïque s’impose, d’année en année, comme l’énergie renouvelable de référence grâce à son prix qui a baissé de 95 % en 20 ans. Pour s’en convaincre, il suffit de regarder la hausse de 20% de la production électrique solaire européenne, qui a atteint 369 TWh sur l’année 2025. Mais cette croissance fulgurante pourrait faire de ces installations photovoltaïques le talon d’Achille de l’Europe.

De l’autre côté de l’Atlantique, le chercheur Mohammad Al Faruque, directeur du Center for resilient autonomous systems à l’université de Californie, a récemment alerté sur la vulnérabilité des installations photovoltaïques, en particulier aux champs électriques, magnétiques et acoustiques. En cause, les capteurs bon marché souvent utilisés dans les onduleurs pour monitorer la tension et l’intensité de la production.

Dans une expérimentation très simple, Mohammad Al Faruque est parvenu à démontrer qu’il était possible d’interférer sur le fonctionnement d’un onduleur sans y toucher. Pour cela, il a mis au point un dispositif aux composants très simples, qu’il a caché dans une tasse à café pour le dissimuler. En posant simplement cette tasse sur un onduleur, il est parvenu à générer un champ magnétique perturbant les capteurs de l’onduleur. À une échelle suffisamment grande, ce type de sabotage pourrait avoir des répercussions sur l’ensemble d’un système plus interconnecté que jamais, avec de potentielles conséquences en cascade, à l’image du black-out espagnol.

Un danger plus proche que jamais

Pour Mohammad Al Faruque, il est plus important que jamais de prendre en considération les types de capteurs installés dans les installations photovoltaïques, et d’opter pour des technologies plus résistantes aux interférences. Avec leur développement massif, les énergies renouvelables deviennent des enjeux stratégiques majeurs pour la sécurité nationale et supranationale. Il convient de les considérer en tant que tel. Pour cette raison, l’Europe a fait appliquer dès la fin de l’année 2024 la directive NIS2 (Network and Information Security 2), qui vise à augmenter les exigences de sécurité et de cybersécurité, notamment pour le secteur de l’énergie.

Le contexte géopolitique actuel accélère la nécessité de déployer ces dispositifs de sécurité et de cybersécurité autour des installations d’énergies renouvelables, car la menace est bel et bien réelle. Preuve de cette urgence, dans la nuit du 29 au 30 décembre 2025, l’organisation russe Sandworm a mené une attaque coordonnée vers 30 sites éoliens et photovoltaïques de Pologne, entraînant une perte totale de supervision pendant quelques heures. Si la situation n’a pas entraîné de perturbation de la production énergétique, elle aurait pu plonger dans le noir et le froid près de 500 000 foyers. Selon un rapport de Solar Power Europe, le piratage de 3 GW de capacités de production pourrait suffire à déstabiliser tout le réseau électrique européen.

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Le Premier ministre Sébastien Lecornu a présenté le 10 avril un plan massif pour accélérer l’électrification de la France, en réponse à la crise pétrolière provoquée par le conflit au Moyen-Orient. Il prévoit notamment la réduction significative du chauffage au gaz dans le secteur résidentiel et de nouveaux dispositifs de soutien à l’électrification du parc automobile.

« Dès la fin de cette année 2026, il ne sera plus possible d’installer des chaudières au gaz dans les constructions neuves », a tranché le chef du gouvernement. Il aura fallu une crise pétrolière majeure pour provoquer ce revirement, un précédent projet d’interdiction totale des chaudières au gaz qui devait être appliqué en 2026 ayant été écarté par Emmanuel Macron trois ans auparavant. Par ailleurs, si ces appareils sont déjà prohibés dans les logements individuels depuis 2020 dans le neuf et 2022 en rénovation, la mesure semble désormais s’appliquer à toutes les constructions, même collectives, qui n’étaient jusque-là pas concernées.

« Une part très importante des logements sociaux sont chauffés au gaz. Cela signifie concrètement que celles et ceux qui ne peuvent pas décider de leur mode de chauffage sont ceux qui, à la fin, paient le plus », a dénoncé Lecornu, qualifiant cette situation d’« aberration sociale, économique et écologique ». En réponse, 2 millions de logements sociaux devront sortir du gaz d’ici à 2050, avec un accompagnement spécifique et un financement dédié. Pour éviter un pilotage trop vertical, 100 territoires pionniers seront sélectionnés d’ici 2030 pour s’engager dans une trajectoire « zéro gaz », avec un suivi complet.

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Sortir du gaz grâce aux pompes à chaleur

Pour accompagner cette bascule, le gouvernement mise résolument sur les pompes à chaleur. L’objectif est chiffré : un million d’installations par an d’ici 2030. Ces équipements permettent, selon le Premier ministre, de « diminuer par deux le coût du chauffage » par rapport à une chaudière au gaz. Autre argument mis en avant : les pompes à chaleur sont fabriquées en France, bien que ce ne soit actuellement pas totalement vrai, il s’agirait selon Lecornu de développer « une filière nationale d’avenir, avec des dizaines de milliers d’emplois à la clé ».

Toutes les aides publiques aux particuliers seront désormais redirigées vers leur installation, au détriment des équipements fonctionnant aux énergies fossiles. L’objectif est de remplacer 85 térawattheures (TWh) de gaz par de l’énergie électrique française d’ici 2030, soit l’équivalent de 20 % des importations actuelles de gaz. Pour rappel, en 2025, la France a consommé un total de 350 TWh de gaz, tous secteurs confondus.

Pour financer cette transition, le soutien public à l’électrification passera de 5,5 à 10 milliards d’euros par an d’ici 2030. Lecornu a tenu à préciser que cet effort considérable serait financé par une réorientation des dépenses existantes, sans creuser les déficits : « cela ne se fera pas avec de l’argent nouveau, mais en utilisant mieux l’argent des Français ».

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Transports, industrie et défense : les autres volets du plan

Au-delà du logement, le secteur automobile est également concerné : deux voitures neuves sur trois devront être électriques d’ici 2030. Le gouvernement relance le leasing social dès juin avec 50 000 véhicules supplémentaires, et étend les subventions aux infirmières, aides à domicile et artisans. Des aides allant jusqu’à 100 000 euros par véhicule sont prévues pour les poids lourds. L’électrification concernera aussi les outils de travail des artisans et commerçants : fours de boulangers, équipements de pêcheurs ou d’agriculteurs.

Enfin, Lecornu a lié ces annonces énergétiques à un renforcement de la programmation militaire, présentant la souveraineté comme un bloc indivisible : « elle est énergétique, industrielle, militaire. » Dans un monde qu’il décrit comme entré dans l’ère des « guerres hybrides », le Premier ministre entend faire de chaque crise une opportunité de transformation. Reste à voir comment cela se concrétisera au-delà des annonces fracassantes.

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Contrairement à ce que l’on peut penser, se chauffer au bois ne serait bon ni pour la santé ni pour l’environnement. Un rapport de l’Agence nationale de sécurité sanitaire (Anses), publié en février 2026, dresse un bilan préoccupant des risques liés à la combustion domestique du bois. Entre maladies respiratoires, particules fines et pratiques inadaptées, le chauffage au bois, jadis érigé en idéal de la transition énergétique, révèle un tout autre aspect.

Beaucoup d’entre nous sommes attachés au chauffage au bois. Avec son imaginaire naturel, rustique, ainsi que la communication autour de son impact carbone supposément neutre et son caractère local et renouvelable, de nombreux français l’ont adopté. En réalité, le chauffage au bois ne serait bénéfique qu’au portefeuille. S’il reste le moins cher des modes de chauffage en fonction de l’approvisionnement, le bois serait un vrai problème sur le plan sanitaire.

L’Anses, saisie en 2022 par trois directions ministérielles — énergie, prévention des risques, santé —, vient de publier un rapport de 654 pages sur la question. Le verdict est clair : le chauffage domestique au bois est l’une des premières sources de pollution atmosphérique en France, et ses effets délétères sur la santé sont aujourd’hui bien établis.

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Des chauffages au bois vieillissants et de mauvaises habitudes d’allumage

Le chauffage au bois n’est pas marginal en France. Près de 7,4 millions de ménages l’utilisent, soit 10,4 % de part de marché, et 40 % d’entre eux s’en servent comme source principale de chaleur. Le parc se compose majoritairement d’inserts ou cheminées à foyer fermé (46 %), de poêles à bois (39 %) et, dans une moindre mesure, de cheminées à foyer ouvert (11 %) et de chaudières (4 %). L’âge moyen du parc est évalué à 15 ans, avec près d’un quart des appareils installés avant 2004 — des machines vieillissantes, peu performantes, et particulièrement émettrices de polluants.

Si les ménages stockent globalement bien leur bois, leurs connaissances restent lacunaires : seuls 10 % connaissent une marque de qualité pour les bûches. Pire, 82 % des utilisateurs allument leur appareil par le bas, une pratique déconseillée car elle favorise une montée lente en température et donc une combustion incomplète. Egalement pointés du doigt, le fonctionnement en « mode nuit » à allure réduite ou bien la « flambée » qui consiste à faire un feu unique sans recharger le foyer, sont pourtant pratiquées par environ 30 % des ménages. Ces mauvaies habitudes peuvent « générer de fortes émissions de polluants atmosphériques » indique l’Anses.

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Le secteur résidentiel, premier émetteur de particules fines

La combustion de bois est complexe sur le plan physico-chimique. Les fumées émises contiennent un cocktail de substances nocives : particules fines (PM2,5), carbone suie, hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP), benzène, monoxyde de carbone (CO) et composés organiques volatils (COV), entre autres. Selon les données du Citepa intégrées au rapport, le secteur résidentiel représente environ 68 % des émissions nationales de particules fines, l’essentiel provenant du chauffage au bois.

La contribution du chauffage domestique au bois aux émissions anthropiques nationales est vertigineuse : elle représente entre 79 % et 21 % des émissions selon les polluants, avec les HAP et les particules fines en tête. En période hivernale, sa part dans les émissions de PM2,5 dépasse 80 % en France métropolitaine. En Île-de-France, elle atteint 50 % pour les PM2,5 et jusqu’à 66 % pour la matière organique particulaire (MOP).

Ces chiffres varient selon les territoires : les vallées alpines et les zones à faible dispersion atmosphérique enregistrent des pics de concentration particulièrement élevés en hiver. Des communes rurales et péri-urbaines fortement consommatrices de bois sont également exposées à des niveaux préoccupants, avec des maxima en soirée et en nuit, correspondant aux plages d’utilisation des appareils

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Un air aussi dégradé en intérieur qu’en extérieur

L’impact ne s’arrête pas à la cheminée. À l’intérieur des logements, la qualité de l’air se dégrade également d’après l’Anses. L’analyse des données de la deuxième campagne nationale logements, menée entre 2020 et 2023 sur 259 maisons individuelles, met en évidence des concentrations plus élevées en PM2,5 et en HAP dans les foyers équipés d’un appareil de chauffage au bois actif, par rapport aux logements chauffés autrement.

Les phases d’allumage et de rechargement du foyer sont identifiées comme particulièrement émettrices. Le retrait des cendres, souvent négligé, peut lui aussi constituer une source importante de pollution. La ventilation joue un rôle crucial, mais elle est trop rarement prise en compte. La relative bonne nouvelle est que les appareils récents et performants (notamment les poêles à granulés) émettent globalement moins de polluants que les anciens. Mais les résultats sont nuancés : si les particules sont parfois moins nombreuses avec les équipements modernes, certains polluants comme le formaldéhyde ou l’acétaldéhyde peuvent au contraire être plus présents.

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Des effets sanitaires bien documentés

C’est peut-être le volet le plus alarmant du rapport. Sur la base d’une revue systématique de 115 publications incluant 186 études chez l’humain, l’Anses établit un niveau d’indication « fort » d’effets néfastes sur la santé respiratoire et cardiovasculaire, aussi bien liés à l’exposition à l’air extérieur qu’à l’air intérieur.

Pour l’air extérieur, une exposition à court terme est fortement associée à des hospitalisations pour causes respiratoires et cardiovasculaires, ainsi qu’à une surmortalité cardiovasculaire, notamment chez les personnes âgées de plus de 65 ans. Les expositions à long terme sont quant à elles liées à des hospitalisations pour bronchopneumopathie chronique obstructive (BPCO) et à des troubles ORL chez l’enfant, notamment des otites chez les moins de deux ans.

En air intérieur, les preuves sont tout aussi solides : un lien fort a été établi entre l’utilisation de foyers anciens ou de cheminées et le développement de la BPCO, ainsi qu’une altération de la fonction respiratoire chez les asthmatiques. Une indication « modérée » pointe également vers un risque accru de cancer du poumon.

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La pollution causée par le chauffage au bois n’est pas une fatalité

Face à ces constats, l’Anses formule une série de recommandations. Aux pouvoirs publics, elle préconise d’accélérer le renouvellement du parc d’appareils anciens, d’intégrer la pollution liée au chauffage au bois dans les plans locaux de qualité de l’air, et de renforcer la réglementation sur les combustibles. Aux professionnels du secteur, elle demande de mieux informer les utilisateurs sur les pratiques d’allumage et d’entretien. Aux ménages, le message est clair : privilégier un allumage par le haut, utiliser du bois sec, éviter les fonctionnements à allure réduite, et aérer régulièrement les pièces équipées.

Sinon, il y a toujours la possibilité de changer de mode de chauffage. Les pompes à chaleur, par exemple, utilisent la chaleur ambiante de l’air, du sol ou de l’eau ainsi que de l’électricité pour chauffer un logement, sans émettre de fumées.

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La course à la réduction des émissions de CO₂ bat son plein. Mais malgré une diminution confirmée, la France ne parvient pas à maintenir la cadence pour atteindre ses objectifs en la matière. La récente publication de la SNBC3 suffira-t-elle à inverser cette tendance ? 

Les émissions de CO₂ de la France continuent de diminuer, mais à un rythme insuffisant. Selon le dernier baromètre publié par le CITEPA, organisme indépendant chargé du suivi des émissions de gaz à effet de serre (GES), les émissions ont baissé de 1,5 % sur l’année 2025. Cela représente une baisse de 5,5 Mt CO₂e pour un total d’émissions de 363,7 Mt CO₂e.

S’il s’agit du niveau le plus bas enregistré depuis 1990, la trajectoire actuelle inquiète. Depuis 2018 et la première baisse des émissions enregistrée par le CITEPA, certaines années ont été encourageantes, comme 2022 avec une baisse de 3,9 % et surtout 2023 avec une baisse de 6,8 %. Mais depuis, la baisse des émissions a ralenti et reste inférieure à 2 %.

Dans le détail, le secteur de l’industrie a enregistré une baisse de ses émissions de 2,2 Mt CO2e. Néanmoins, cette diminution pourrait en partie s’expliquer par une activité industrielle moins soutenue dans des secteurs d’activité énergivores. Du côté du transport, qui représente 34 % des émissions du pays sur l’année 2025, on constate une baisse de seulement 1,4 %. Si le transport aérien domestique diminue, c’est le transport routier qui concentre l’immense majorité des émissions de ce secteur à près de 94 %. D’ailleurs, si les ventes de carburant diminuent légèrement, le trafic a connu une légère hausse.

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SNBC 3 : des objectifs inatteignables ?

Ce constat ne manque pas d’interroger, seulement quelques mois après la publication de la Stratégie nationale bas carbone 3 (SNBC3). Cette dernière fixe le troisième budget carbone à 347 Mt CO₂e/an pour la période 2024-2028. Or, pour les deux premières années concernées, à savoir 2024 et 2025, les émissions totales ont été estimées à 370 Mt et 364 Mt, bien au-dessus de l’objectif. À plus long terme, l’objectif de 279 Mt CO₂e pour 2030 pourrait ne pas être atteint si rien n’est fait, car la France a dévié de sa dynamique instaurée sur les années 2022 et 2023.

En théorie, la France devrait maintenir une baisse de 5 % par an pour espérer atteindre ses engagements climatiques. De ce fait, il devient plus qu’urgent de mettre en place de nouvelles mesures, en particulier dans les secteurs de l’industrie et du transport. D’ailleurs, le plan d’électrification annoncé par le gouvernement lors de l’adoption de la PPE fait partie des réponses concrètes pour tenter d’accélérer la réduction des émissions de CO₂.

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Pour célébrer ses 80 ans, l’électricien national va offrir 240 millions d’euros d’aides pour encourager à l’électrification. Une partie de cette enveloppe est attribuée aux ménages qui souhaitent remplacer leur chaudière au gaz ou au fioul par une pompe à chaleur. Un chèque de 1000 € est promis, cumulable avec les subventions existantes, ce qui peut réduire à peau de chagrin les frais à avancer pour changer de mode de chauffage. Voici comment tenter de l’obtenir.

Quand on fête son anniversaire, on s’attend généralement à recevoir des cadeaux. Chez EDF, c’est visiblement l’inverse. À l’occasion de ses 80 ans d’existence, célébrés le 8 avril 2026, le géant français de l’électricité annonce le lancement d’une campagne exceptionnelle d’aides dotée d’un budget total de 240 millions d’euros. Ces subventions doivent inciter certains particuliers et professionnels à passer à l’électrique à travers trois volets. L’enveloppe a été coupée en trois parts égales.

Ainsi, 80 millions d’euros sont consacrés aux camions électriques. Les petites et moyennes entreprises bénéficieront de 15 000 € en moyenne pour la conversion d’un poids lourd diesel à l’électrique. En parallèle, EDF promet de déployer 180 bornes de recharge publiques dédiées à ces véhicules. 80 autres millions sont alloués à « l’accompagnement des projets d’installation de nouveaux consommateurs d’électricité sur le sol français ». Enfin, les 80 millions restants sont réservés aux ménages modestes, afin qu’ils remplacent leur chaudière au fioul ou gaz par une pompe à chaleur. Une prime de 1000 € cumulable avec les aides déjà présentes comme MaPrimeRénov’ et la prime CEE sera versée à 80 000 foyers.

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Une aide réservée aux foyers modestes

Pour y prétendre, il faut répondre à quelques critères d’éligibilité, et effectuer une demande sur le site jepassealelectrique.fr, spécialement créé pour la campagne d’EDF. Voici les exigences :

• Faire partie des 80 000 dossiers acceptés sur la durée de l’opération (1 an).

• Remplacer une chaudière à gaz ou au fioul par une pompe à chaleur air/eau ou eau/eau, dans un logement situé en France continentale.

• Avoir un revenu fiscal de référence considéré comme « modeste » ou « très modeste » selon le barème ci-dessous, qui est identique à celui de MaPrimeRénov’.

• Bénéficier de MaPrimeRénov’ et/ou du coup de pouce CEE. EDF indique appliquer les mêmes critères que MaPrimeRénov’ concernant le choix de l’appareil et de l’artisan, qui doit être agréé RGE.

• Signer un devis après le 8 avril 2026 auprès d’un artisan RGE.

• Faire réaliser les travaux avant le 31 décembre 2027.

Important : l’on peut prétendre à cette aide quel que soit son fournisseur d’électricité.

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Une pompe à chaleur livrée installée pour 4 000 € ?

En cumulant l’aide de MaPrimeRénov’ de 4 000 € maximum, le coup de pouce CEE de 4 000 € et l’aide EDF de 1 000 €, un foyer considéré comme « modeste » peut donc en théorie espérer un reste à charge entre 4 000 et 6 000 €, selon le devis de l’installateur et le type de pompe à chaleur choisi. Un montant dérisoire au regard du coût initial de ce genre d’opération, généralement autour de 15 000 €.

D’autant qu’il est possible de le régler par petites mensualités grâce à l’éco-prêt à taux zéro (éco-PTZ) qui peut s’étaler jusqu’à 20 ans. Le montant des remboursements mensuels peut se limiter à quelques dizaines d’euros, ce qui est extrêmement avantageux au regard des économies réalisées sur la facture d’énergie en passant à la pompe à chaleur.

Limiter l’aide aux foyers modestes risque de réduire son efficacité

EDF annonce une réduction de 40 % de la facture énergétique par rapport à un chauffage au fioul ou au gaz, dans le cas d’une maison moyennement isolée au tarif réglementé base. En réalité, l’économie peut même être supérieure en souscrivant à un contrat de fourniture d’électricité moins cher.

Si l’aide d’EDF est bienvenue, l’on peut toutefois regretter qu’elle ne soit adressée qu’aux foyers considérés comme « modestes » et « très modestes ». Ces foyers ne sont pas nécessairement propriétaires de leur logement et ne pourront donc pas changer de mode de chauffage. Ceux qui le sont n’ont peut-être pas suffisamment de trésorerie pour avancer de tels travaux avant versement des primes, qui peut être extrêmement long, ni même la capacité de régler le reste à charge.

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Une spéculation sur la guerre, ou comment les traders de Total auraient permis à la multinationale d’engranger plus d’un milliard d’euros de bénéfices sur l’anticipation de la fermeture du détroit d’Ormuz.

Il faut croire que Total est abonné au milliard. Le milliard en prêt pour des capacités de gaz naturel liquéfié (GNL) aux États-Unis troqué à la place d’éolien en mer. Déjà, cette mesure pour plaire à Donald Trump faisait polémique. Et voici un nouveau milliard d’euros révélé par le Financial Times. Une spectaculaire spéculation sur la fermeture du détroit d’Ormuz. Si ce chiffre fait aussi l’objet de spéculations, tant le milieu du trading est opaque, Total s’est constitué un vrai butin sur la guerre. Et ses traders n’ont pas loupé l’anticipation de la fermeture du détroit d’Ormuz.

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Du pétrole brut acheté hors détroit d’Ormuz

Comment atteindre un milliard d’euros ? Un pari précoce sur la désorganisation des flux pétroliers, c’est tout simple, à condition d’avoir les moyens. Dès le début du mois de mars, les équipes de trading basées à Genève ont massivement acheté du brut disponible hors détroit, notamment à Oman et aux Émirats arabes unis. L’équivalent de 70 cargaisons de tankers, soit des dizaines de millions de barils, ont été achetés pour prendre une position dominante sur un marché d’un coup sec. L’offre mondiale a fondu comme neige au soleil, les exportations du Golfe ont disparu et le marché s’est tendu. Les prix sont directement montés en flèche.

Enfin, c’est plus subtil, le ou les milliards de dollars de gains ne proviendraient pas des cargaisons elles-mêmes. Comme souvent dans le négoce pétrolier, les profits les plus importants sont réalisés via des instruments financiers : contrats à terme, options et autres produits dérivés. Ces « barils de papier » permettent à la fois de sécuriser des positions physiques (acheter à une date et un prix donnés et décider d’activer ou non cette option) et de parier sur l’évolution des prix.

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Le poids d’une multinationale pour influencer le marché

C’est là où les prix du pétrole se décorrèlent partiellement de l’offre et de la demande immédiates et où l’anticipation des traders influe. La perspective d’un blocage durable d’Ormuz a suffi à faire monter les cours avec une prime de risque particulièrement élevée à court terme (à long terme, la hausse est plus légère).

C’est donc la combinaison de la capacité à mobiliser rapidement des volumes physiques pour influencer le marché qu’a Total et qui a joué ici. TotalEnergies se défend, accusant une pure spéculation. Ses activités de trading visent aussi à sécuriser l’approvisionnement de ses raffineries et de ses clients, promet la multinationale. Elle est critiquée pour réaliser des « profits de guerre » alors que ses stations ont augmenté le prix du plein d’essence.

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Destiné à enfouir les projets les plus radioactifs du parc nucléaire français, le projet Cigéo continue d’avancer. Son coût vient d’être réévalué à la hausse, dépassant ainsi les 33 milliards d’euros. Cette facture qui devrait être acquittée par EDF, Orano et le CEA selon le principe pollueur-payeur. 

L’État vient de dévoiler la nouvelle estimation de coût de référence du projet Cigéo. Celle-ci a été réévaluée à 33,36 milliards d’euros, soit 8 milliards d’euros de plus que l’estimation initiale. L’augmentation paraît spectaculaire, mais l’inflation n’y est pas étrangère. En effet, la première estimation a été réalisée en 2016 dans les conditions économiques de 2012, tandis que la nouvelle évaluation a été calculée selon les dernières données économiques de 2025. Entre-temps, l’Andra, en charge du projet, a calculé une augmentation des prix comprise entre 20% et 30% en fonction des postes de dépense, en particulier pour la phase de construction initiale.

En 2025, l’Andra avait déjà annoncé une nouvelle fourchette de coût pour son projet, estimée entre 26 et 37 milliards d’euros. À ce moment, l’agence avait rappelé la difficulté associée à l’évaluation des coûts de construction, d’exploitation et de démantèlement pour un projet qui devrait durer plus de 150 ans.

La nouvelle estimation qui vient d’être dévoilée a un rôle capital : elle va servir de référence pour le calcul des provisions que les producteurs de déchets radioactifs ont l’obligation de constituer, selon le principe pollueur-payeur. Ces producteurs sont principalement EDF, Orano et le CEA.

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10 milliards d’euros prévus pour la phase de construction initiale

Parmi les mises à jour budgétaires, la phase de construction initiale vient d’être réévaluée à 9,74 milliards d’euros. Cette construction initiale devrait permettre la mise en service du centre de stockage et la réception des premiers colis de déchets radioactifs à partir de 2050. Elle comprend ainsi la création des installations de surface, en particulier le bâtiment nucléaire dans lequel seront réceptionnés, contrôlés et préparés les colis avant d’être acheminés sous terre. En parallèle sera construite la descenderie, ce double tunnel incliné permettant de descendre 500 mètres sous terre. C’est par ces tunnels que seront acheminés les déchets radioactifs.

Des puits verticaux seront également créés pour faciliter la phase de travaux et assurer la ventilation du site. Enfin, le projet initial comprend le creusement et la construction des premières alvéoles de stockage.

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Une demande d’autorisation en cours d’instruction

Cette première phase de travaux devrait durer environ 20 ans. Si l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection a jugé le dossier satisfaisant. Le projet devrait désormais être soumis à une enquête publique à partir du 18 mai 2026. Celle-ci devrait durer un mois et demi. À l’issue de cette enquête, le décret d’autorisation de création pourrait être délivré par le Conseil d’État en 2027 ou 2028. Si tout se passe comme prévu, ce calendrier permettrait un démarrage officiel des travaux en 2028.

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Et si MaPrimeRénov’ n’était qu’une chimère ? Un récent sondage, portant sur les préférences des Français en matière de chauffage, témoigne des difficultés de l’État concernant la rénovation énergétique. Entre mauvaise communication et manque de budget, les raisons de ce manque de dynamisme sont nombreuses. 

Au carrefour de la transition énergétique, du pouvoir d’achat et du confort de vie, la question du chauffage est un enjeu important du quotidien des Français. Pour en savoir plus sur les préférences des Français en matière de chauffage, l’association Coénove a commandé un sondage à l’Ifop sur le sujet, et les résultats sont riches en enseignements.

Dans les grandes lignes, on peut d’abord noter que les Français ont non seulement une bonne connaissance des énergies renouvelables, et en ont également une bonne opinion, avec la géothermie, l’hydraulique, et le solaire en tête. Si le gaz naturel enregistre encore une majorité d’opinions favorables, le pétrole, le fioul et le charbon sont tout en bas du classement des énergies. On y apprend également que près de 90 % des Français sont satisfaits de leur mode de chauffage, principalement pour des raisons de confort thermique et de facilité d’utilisation.

À l’heure d’envisager un changement de système de chauffage, 96 % d’entre eux estiment qu’il est important de pouvoir choisir le type de chauffage à installer. Parmi les critères de choix sur le sujet, c’est sans surprise le facteur économique qui prédomine.

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Les pouvoirs publics peinent à instaurer une dynamique

Mais en regardant entre les lignes de ce sondage, on peut deviner la défaillance des pouvoirs publics pour rendre accessible au plus grand nombre la rénovation énergétique de leur logement. Cette défaillance se traduit dès la préparation d’un projet. En effet, le sondage montre que pour choisir un nouveau système de chauffage, les Français prennent principalement des conseils à

• Un installateur/chauffagiste, pour 58 % des Français,
• Un fournisseur d’énergie, pour 27 % des Français,
• Des proches, pour 24 % des Français.

Les prescripteurs d’aides à la rénovation ne sont sollicités que dans 19 % des cas, et les recommandations des pouvoirs publics ne sont un critère de choix que dans 17 % des cas. En d’autres termes, les dispositifs d’aides et d’accompagnements mis en place, ainsi que tout le travail de vulgarisation réalisé par l’ADEME, ne parviennent pas à toucher les Français. Même les aides financières pour les travaux de rénovation énergétique n’ont pas une si bonne image, en totalisant seulement 58 % de perception positive.

Ultime preuve que le discours des pouvoirs publics manque de poids auprès des Français, 71 % d’entre eux préfèrent attendre plutôt que d’engager des travaux à cause de l’instabilité politique qui règne autour des dispositifs d’aides à la rénovation.

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Le manque d’ambition du programme MaPrimeRenov’

Voilà maintenant plusieurs années que le programme MaPrimeRénov’ est malmené par le gouvernement. Faute de budget, le dispositif a été suspendu plusieurs fois rien que sur l’année 2025, et quiconque a déjà tenté d’en bénéficier sait à quel point les démarches sont laborieuses et incertaines. C’est ce qui explique l’image plutôt négative d’un dispositif pourtant indispensable pour aider les Français à réduire leur facture énergétique, mais également pour permettre à la France de réduire sa consommation d’énergie et en particulier d’énergie fossile.

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La Tribune publie une enquête qui jette la lumière sur la prise en otage de l’approvisionnement en uranium destiné aux centrales nucléaires par des fonds d’investissement achetant physiquement des quantités gigantesques dans l’attente que les cours montent en les influançant.

Dans un article publié lundi 30 mars, la journaliste Juliette Raynal, pour La Tribune, titre avec des noms qui n’évoquent pas grand-chose pour les non-initiés : Sprott, Yellow Cake… Et pourtant ces fonds concentrent l’approvisionnement en uranium.

Ils achètent de l’uranium physique, le stockent et attendent que les prix montent. « Ensuite, ils ne revendent pas l’uranium, ils le capturent », explique Nicolas Maes, directeur général d’Orano interrogé par La Tribune. Une stratégie qui consiste à retirer des volumes du marché sans les consommer, faisant donc monter les prix. Ce stock est entreposé notamment sur le site d’Orano de Malvési (Aude). Moyennant des frais logistiques et administratifs, l’entreposage est aussi source de revenu pour l’entreposeur, cette activité est lucrative pour Orano.

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Une stratégie obligatoirement payante avec la relance du nucléaire

Et leur stratégie paie. La relance du nucléaire n’est qu’une affaire d’années, ils doivent donc s’armer de patience. Avec plusieurs dizaines de réacteurs en construction, dont les 6 EPR2 en France, la demande future en combustible va certainement augmenter. C’est un pari quasi-gagnant que de commencer à déjà stocker. « Ces transactions provoquent de très grosses volatilités sur le marché spot », explique Nicolas Maes dans les colonnes de La Tribune. En quelques années, le prix de la livre d’uranium est ainsi passé d’une trentaine de dollars à plus de 100 dollars en 2024 pour s’établir ensuite autour de 80 à 90 dollars.

Cela a de quoi inquiéter les industriels. « Ces transactions embêtent énormément les industriels du nucléaire », observe Teva Meyer, spécialiste de la géopolitique du nucléaire, également interrogé par La Tribune. « En 2022, le fonds Sprott a acheté 10 % de tout le volume d’uranium miné au cours de cette même année » et manipulent donc les prix et compliquent les investissements. Ce fonds Sprott Physical Uranium Trust (SPUT), explique-t-elle à La Tribune, détient « presque la moitié de la consommation annuelle mondiale », plus de 78 millions de livres d’uranium, soit 7,3 milliards de dollars.
Car si les exploitants s’approvisionnent majoritairement via des contrats de long terme, ils restent dépendants du marché spot pour une partie de leurs besoins.

Alors, jusqu’où cette spéculation peut-elle aller ? Les stocks stratégiques, s’ils existent déjà, vont devoir augmenter pour échapper à cette logique spéculative qui enferme l’uranium ?

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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.

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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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