Le fournisseur d’électricité à prix dynamique Frank Énergie, récemment débarqué en France, propose une nouvelle offre destinée aux propriétaires de batteries domestiques. En la pilotant à distance en fonction des prix de l’électricité en temps réel, il promet de réaliser des économies sur la facture.

Avec Sobry, Frank Energy fait partie des deux seuls fournisseurs d’électricité proposant des contrats à tarification dynamique. Concrètement, le prix du kilowattheure évolue d’heure en heure, voire toutes les 15 minutes, pour suivre le cours de l’électron sur le marché de gros. Il n’y a plus d’heures pleines ni d’heures creuses : le tarif de l’électricité peut fluctuer considérablement d’un jour à l’autre, passant de valeurs négatives à des niveaux stratosphériques. Un peu comme une action en bourse, l’on peut y gagner en consommant fortement lorsque le cours est bas et en réduisant fortement sa consommation lorsqu’il est très haut.

Or, effectuer manuellement un tel numéro d’équilibriste avec l’électricité est particulièrement fastidieux. Il est possible de s’en affranchir en utilisant une batterie spécifiquement programmée pour recharger lors de prix faibles et bas et décharger quand le kilowattheure est cher. Frank Energy propose justement de prendre le contrôle des batteries domestiques de ses clients via une nouvelle offre baptisée « Stockage intelligent ». Ce mécanisme permet aux ménages de limiter leur exposition aux hausses de prix et de lisser leur facture. Effet collatéral : en stockant et restituant l’énergie de manière coordonnée, les batteries contribuent à stabiliser le réseau électrique, notamment lors des pics de consommation hivernaux ou des journées à forte production solaire.

Un algorithme qui décide à la place de l’utilisateur

L’offre « Stockage intelligent » fonctionne sans intervention du client. L’algorithme de Frank Energy analyse en continu les données du marché et choisit la meilleure source d’approvisionnement : réseau, batterie ou panneaux solaires, pour ceux qui en possèdent. Aucune programmation n’est nécessaire.

Pour les propriétaires de panneaux photovoltaïques, l’outil ajuste la stratégie de charge en fonction de la production locale. Il maximise l’autoconsommation solaire et peut même déclencher la revente du surplus si les prix du réseau sont attractifs. Le tarif de rachat moyen proposé par Frank Énergie est particulièrement séduisant puisqu’il s’élève à 10 centimes par kilowattheure, largement supérieur au tarif d’EDF OA.

Compatible avec une quarantaine de marques

Le service prend en charge les batteries de plus de 40 fabricants, dont AlphaESS, HyxiPower, Sigenergy, SolarEdge, Enphase et Eniris. Cette compatibilité large évite aux clients de changer d’équipement pour profiter du pilotage automatisé.

L’offre s’intègre dans une plateforme plus vaste développée par Frank Énergie, qui connecte et coordonne l’ensemble des appareils électriques d’un logement. Chauffage, véhicule électrique, chauffe-eau ou électroménager peuvent ainsi être pilotés conjointement pour optimiser la consommation globale du foyer. Une approche qui vise à transformer la maison en un système énergétique cohérent, capable de tirer parti des fluctuations du marché sans demander d’effort à l’utilisateur.

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Le prix de l’énergie n’a pas fini de faire parler. Si l’électrification des usages est pleine de sens pour bien des raisons, son coût pose question. Pour accélérer cette transition à l’échelle nationale, une solution vient d’être proposée au Premier ministre français. 

Pour faire face aux enjeux climatiques, mais également aux enjeux de souveraineté énergétique, l’heure est plus que jamais à l’électrification. D’ailleurs, le Président de la République semble vouloir prendre le sujet à bras le corps, notamment avec l’organisation de l’Équipe de France de l’électrification.

Néanmoins, il reste un problème majeur : le prix de l’électricité, qui est toujours trop élevé. Pour avantager l’électricité et plus généralement l’énergie produite sur le sol français, l’Union française de l’électricité (UFE) vient de proposer une solution au Premier ministre Sébastien Lecornu, par l’intermédiaire d’un courrier : celle de baisser la fiscalité des énergies produites en France.

Pour organiser cette baisse de la fiscalité, l’UFE propose d’inscrire cette thématique aux travaux préparatoires à la loi des finances de 2027. En parallèle, l’association envisage l’organisation « d’assises de la fiscalité énergétique » avec l’objectif de trouver le bon compromis concernant cette baisse de taxe sur les énergies nucléaires, renouvelables et biogaz.

La fiscalité des énergies : un sujet brûlant à court et long terme

La proposition de l’UFE s’appuie notamment sur le fait que la fiscalité actuelle porte des incohérences avec par exemple le diesel qui est moins taxé que l’essence, ou le gaz qui est moins taxé que l’électricité. Toujours selon l’UFE, un consensus politique semble émerger sur le sujet, alors qu’il divisait il y a encore quelques années. On notera que les Républicains ont récemment publié une tribune dans le journal Le Monde pour la baisse du prix de l’électricité en France.

Néanmoins, le sujet est plus complexe qu’il n’y paraît. D’ailleurs, l’enjeu financier est colossal pour l’État, car la fiscalité énergétique française représente un total de presque 60 milliards d’euros chaque année, soit 2 % du PIB national. Sur ces 60 milliards d’euros, deux tiers proviennent des énergies fossiles et plus précisément du pétrole.

Une baisse de la fiscalité pourrait causer un trou dans le budget de l’État à court terme, mais également à long terme. D’ailleurs, selon le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO), organisme lié à la Cour des comptes, les recettes d’accises devraient baisser de 30 milliards d’euros avec la sortie des énergies fossiles. L’électricité ayant un meilleur rendement que le pétrole, la quantité totale d’énergie nécessaire devrait tout simplement baisser, et les recettes fiscales associées aussi.

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Se passer des énergies fossiles, c’est bien pour le climat mais pas pour les finances de l’État dans l’immédiat.

Les finances publiques pourraient pâtir du manque de recettes fiscales à mesure que le pétrole, un produit énergétique taxé, sera moins consommé, au profit notamment de l’électricité. On n’y est pas encore, mais c’est l’un des principaux enseignements du rapport publié le 3 juin par le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO), un organisme rattaché à la Cour des comptes.

Aujourd’hui, les carburants, le gaz et le fioul rapportent beaucoup à l’État. En 2024, la fiscalité énergétique (toutes énergies confondues) a rapporté 59,7 milliards d’euros, c’est 2 % du PIB français. Elle vient des accises sur les produits énergétiques qui ont généré 39,5 milliards d’euros auxquelles s’ajoutent 17,6 milliards d’euros de TVA et quelques résidus.

Et comme on peut s’en douter, ces recettes proportionnelles au prix et au volume acheté vont s’amenuiser avec le pétrole. En s’appuyant sur les hypothèses de la future Stratégie nationale bas carbone (SNBC), la Direction générale du Trésor estime que les recettes nettes d’accise sur l’énergie pourraient perdre 7 à 10 milliards d’euros dès 2030 et 15 à 30 milliards d’euros en 2050. Dans le scénario le plus défavorable, c’est un point de PIB.

Vers de nouvelles taxes pour compenser la perte ?

L’électrification des usages, le développement des véhicules électriques, la rénovation thermique des bâtiments ou encore la baisse de la consommation d’énergie fossile réduiront progressivement l’assiette fiscale sur laquelle repose aujourd’hui une part importante des recettes publiques. Et le rapport souligne que les revenus des marchés carbone (qui étalent leur champ d’application progressivement) ne pourront pas compenser cette perte, puisqu’ils vont eux-mêmes diminuer à mesure que les émissions de gaz à effet de serre reculeront.

Et donc, comment remplacer ces recettes ? Le CPO a quelques idées. Il recommande de maîtriser les dépenses publiques et de recourir à d’autres prélèvements sur les usages de l’énergie, sur des produits dont la demande est peu sensible aux prix sur la consommation. Le rapport mentionne aussi la fiscalité des véhicules ou celle liée à l’usage des infrastructures routières.

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L’électricien français vient de demander l’autorisation au gendarme du nucléaire de reporter certains des contrôles de la VC1, la première visite de contrôle d’envergure du nouveau réacteur de Flamanville, qui doit débuter le 26 septembre prochain. Pour améliorer son image, EDF ne veut plus entendre parler de retard, quitte à rogner provisoirement sur les activités de contrôle et de maintenance.

350 jours, pas un de plus. Voilà la durée prévue par EDF pour réaliser la VC1, première visite complète de l’EPR de Flamanville. Cette opération d’envergure a pour objectif de vérifier l’ensemble du fonctionnement du nouveau réacteur tricolore, un an après sa mise en service commerciale. Le programme de cette opération est colossal, puisqu’on compte, au total, 20 000 activités techniques à réaliser en un peu moins d’un an. Pour y arriver, ce sont près de 2500 salariés d’EDF qui sont mobilisés.

Il y a quelques mois, le directeur du réacteur n°3 se voulait rassurant sur la tenue des délais en indiquant que la VC1 était en pleine préparation, et que le calendrier était découpé par modules pour y parvenir. Néanmoins, alors que la date de déconnexion du réacteur approche, la confiance semble se déliter du côté d’EDF. L’électricien français aurait demandé à reporter certaines activités de contrôle des équipements sous pression, pour alléger la charge de travail. Si ce type de lissage se pratique déjà sur d’autres centrales, il témoigne tout de même de la situation dans la centrale de Flamanville.

Que va décider l’ASNR ?

Maintenant que la demande a été faite, c’est à l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection de trancher. Malgré cette demande d’allègement, les opérations les plus emblématiques de cette VC1 seront maintenues. Parmi ces opérations, on peut citer le chargement du combustible, les tests hydrauliques du circuit primaire principal, mais également l’inspection de la cuve par téléopération.

Rappelons qu’EDF va profiter de cet arrêt longue durée pour remplacer le couvercle de la cuve du réacteur. Sujet majeur de sûreté nucléaire, le couvercle actuellement en place comporte des anomalies dans sa composition. Certaines zones du couvercle affichent une ségrégation positive de carbone qui diminue les marges mécaniques de l’acier. Découvert en 2015, ce problème a fait l’objet de nombreux échanges entre l’ASN et EDF. Finalement, en 2023, l’ASN a accepté que le couvercle de la cuve soit utilisé mais remplacé dès la première visite complète.

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Elle a coûté 9,7 milliards d’euros, pour quel but exactement ? La Cour des comptes se demande si la renationalisation d’EDF était vraiment justifiée.

La prise de contrôle à 100 % d’EDF par l’État date de juin 2023 et avait coûté 9,7 milliards d’euros. Mais était-elle vraiment nécessaire ? Dans un rapport publié le 28 mai, la Cour des comptes répond plutôt non, comptablement parlant. Les magistrats de la rue Cambon jugent que cette renationalisation complète est une opération coûteuse dont l’utilité n’est pas démontrée à ce jour.

Élisabeth Borne, quelques mois après la réélection d’Emmanuel Macron et le discours de Belfort consacrant la relance du nucléaire, déclarait que sortir EDF de la bourse était un moyen de reprendre le contrôle sur les décisions stratégiques et de les accorder avec les décisions politiques. L’État avait racheté les parts des actionnaires minoritaires.

Mais pour la Cour des comptes, les arguments de l’époque étaient fragiles. « Ni les impératifs de souveraineté et d’indépendance énergétiques, ni les besoins de financement du groupe ou la volonté de renforcer son pilotage opérationnel n’imposaient une détention à 100 % de la société EDF par l’État », écrivent les magistrats. Ils rappellent que les pouvoirs publics détenaient déjà 83,7 % du capital, suffisant pour exercer un contrôle sur l’entreprise. Et le rachat n’a pas permis de régler ses problèmes de dette (51 milliards en 2025) non plus, même si la note s’est stabilisée et a même augmenté selon l’agence Standard & Poor’s.

9,7 milliards dans la poche des actionnaires

Les conditions financières de la renationalisation ensuite. L’État a proposé 12 euros par action aux actionnaires minoritaires, 40 % au-dessus du cours de Bourse observé. L’Agence des participations de l’État opérait sa plus grosse opération depuis sa création en 2004. La Cour juge qu’une prime de 30 % aurait permis d’économiser près d’un milliard d’euros. Et les milliards dépensés n’ont pas bénéficié directement à EDF. « La prise de contrôle à 100 % n’a apporté aucun financement nouveau au groupe », souligne-t-elle, puisqu’ils ont été versés aux actionnaires sortants.

Même si elle est souvent pessimiste, c’est son rôle de gendarme, la cour admet que la sortie de Bourse a simplifié la structure capitalistique du groupe et permis de mettre fin aux tensions récurrentes entre ce que veulent les marchés (plutôt de rentabilité court terme) et les besoins d’investissements de long terme liés notamment au nouveau nucléaire voulu par l’État.

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Epyr, une startup française spécialisée dans le stockage thermique, vient de contractualiser et d’installer sa première unité de stockage thermique.

Dix-huit mois après sa naissance, la startup spécialisée dans le stockage thermique d’énergie Epyr a installé son premier projet sur le site du papetier Wepa, près de Troyes. C’est encore un démonstrateur mais cette brique pourra grandir. Alors pourquoi Wepa serait-il intéressé par Epyr ? Dans l’usine de Wepa, la vapeur est utilisée pour le séchage de la pâte à papier et cela est très énergivore. Epyr lui propose de remplacer une grande partie de cette énergie par une autre, décarbonée et moins chère.

Un principe de fonctionnement très simple

Concrètement, l’électricité est transformée en chaleur grâce à des résistances électriques. L’énergie du midi vient de la cloche solaire, elle aurait été perdue sinon et est donc achetée peu chère. Cette énergie thermique est ensuite stockée dans un matériau réfractaire, de la brique céramique capable d’atteindre des températures élevées tout en conservant la chaleur pendant plusieurs heures. Lorsque Wepa en a besoin, cette chaleur est récupérée pour produire de la vapeur.

Si la technologie de stockage est originale, bien qu’éprouvée depuis longtemps, c’est dans la stratégie d’approvisionnement en électricité qu’Epyr s’y retrouve. Et avec des experts du marché de l’électricité et une brique technologique déjà avancée, la startup a pu aller vite.

Les prix du gaz et de l’électricité influencent la rentabilité du projet

Selon les calculs avancés par la société auprès de Greenunivers, le modèle devient compétitif lorsque le prix de l’électricité reste inférieur à 40 ou 50 euros par mégawattheure (€/MWh) si le gaz stagne à 20-25 €/MWh. Avec la tension sur l’approvisionnement en gaz et les heures à prix négatifs qui explosent, la conjoncture est favorable. Si elle ne l’est plus, la chaudière à gaz reprendra plus grandement sa place.

Epyr se rémunère aussi sur les services systèmes RTE. En cours de certification, l’entreprise pourra proposer ses services de consommation d’électricité lorsque le réseau sera saturé.

La batterie thermique est actuellement un démonstrateur de 1,3 mégawatt (MW) et cinq heures de stockage thermique. Il est dimensionné au maximum suivant la place disponible au raccordement. Une nouvelle demande devra être déposée pour agrandir la place disponible, évoque l’entreprise à Greenunivers.

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Changement du prix repère du gaz, revalorisation de la prime carburant et des aides à l’achat de véhicules électriques : Révolution Energétique fait le point sur les traditionnels changements du 1ᵉʳ juin.

L’évolution la plus significative de ce premier jour du mois de juin vient du prix repère de vente du gaz. Publié chaque mois par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), il baisse de 4,8 % TTC au 1ᵉʳ juin par rapport à mai, passant de 160,54 à 152,86 euros par mégawattheure.

Les marchés de gros se détendent, mais il ne faut pas non plus s’attendre à un miracle avec la disparition des tarifs réglementés du gaz intervenue en 2023 : la CRE estime le gain moyen à un peu plus d’un euro TTC par mois pour les consommateurs dont le contrat est indexé sur ce prix repère.

Dans les transports, un statu quo entre carburant et électricité

À l’inverse, les prix des carburants ne vont pas en s’arrangeant et le gouvernement sortira davantage le portefeuille. Les professionnels des secteurs du transport, de l’agriculture, de la pêche ou du BTP recevront de nouvelles aides et les employeurs de ces secteurs pourront verser une prime carburant revalorisée de 300 à 600 euros.

Toujours dans les transports mais cette fois électriques, les aides à l’achat ou à la location d’utilitaires électriques sont en hausse avec jusqu’à 9500 euros d’aides à l’achat pour certains modèles fabriqués en Europe. Sur les poids lourds, elles passent de 60 000 en 2025 à 100 000 euros.

Il n’y a pas que l’énergie dans la vie, d’autres mesures entrent en vigueur ce 1ᵉʳ juin, parmi lesquelles la revalorisation du Smic (+2,41%) et l’application d’une directive européenne sur les assurances pour faciliter les résiliations.

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La France compte 33 gigawatts de puissance photovoltaïque installée à fin mars 2026. Le solaire passe un seuil symbolique et continue de se développer, porté notamment par l’autoconsommation.

Le parc photovoltaïque national continue de prendre de l’ampleur malgré un contexte qui ne lui est pas extrêmement favorable. Malgré la réduction à peau de chagrin des tarifs de rachat solaire et la multiplication des prix négatifs de l’électricité, le solaire poursuit sa progression, tant chez les particuliers qu’à l’échelle industrielle.

Entre janvier et mars 2026, 1 495 mégawatts (MW) de nouvelles capacités solaires ont été raccordées au réseau électrique français. Ce chiffre marque un recul de 5 % par rapport au premier trimestre 2025, où 1 571 MW avaient été installés. La croissance ralentit légèrement, mais reste à un niveau élevé.

Les grandes installations de plus de 500 kilowatts (kW) ont concentré 30 % de la puissance raccordée, alors qu’elles ne représentent que 0,3 % du nombre de projets. À l’opposé, les petites installations résidentielles de moins de 9 kW ont compté pour 74 % des nouveaux raccordements, mais seulement 7 % de la puissance totale. Cette répartition illustre la dualité du marché français, entre projets industriels massifs et équipements domestiques.

Une année de production d’un réacteur nucléaire en trois mois

Au 31 mars 2026, la puissance cumulée du parc photovoltaïque français s’établit à 33 gigawatts (GW), dont 32,1 GW en France continentale. Sur le trimestre, la production brute d’électricité solaire a atteint 6,6 térawattheures (TWh) en métropole, contre 5,9 TWh un an plus tôt. Pour se situer, le photovoltaïque français a produit en trois mois autant d’électricité que le réacteur nucléaire n°2 de la centrale de Tricastin durant l’année 2024.

Hors autoconsommation, la production injectée sur le réseau a représenté 6,2 TWh, soit 4,6 % de la consommation électrique métropolitaine. Cette part gagne 0,7 point par rapport au premier trimestre 2025, signe d’une contribution croissante du solaire au mix énergétique français.

L’autoconsommation gagne du terrain

Au premier trimestre 2026, 62 % des installations photovoltaïques françaises ont produit une électricité entièrement ou partiellement autoconsommée. Ces installations représentent 19 % de la puissance totale du parc. Les deux indicateurs progressent respectivement de 1,5 point et 0,5 point par rapport au quatrième trimestre 2025.

Sur le trimestre, 481 GWh d’électricité solaire ont été autoconsommés en métropole, soit 7 % de la production brute. Les installations en autoconsommation totale ont généré 247 GWh, correspondant à 51 % des volumes autoconsommés. Elles représentent 14 % du parc autoconsommant et 9 % du parc photovoltaïque total.

Plus de 36 GW de projets solaires en attente

La puissance des projets en attente de raccordement a légèrement reculé de 2 % par rapport au quatrième trimestre 2025, pour s’établir à 36,1 GW. Parmi ces projets, 8,4 GW disposent déjà d’une convention de raccordement signée, ce qui laisse présager des mises en service dans les prochains trimestres.

Trois régions concentrent à elles seules 50 % de la puissance photovoltaïque installée en France au 31 mars 2026 : la Nouvelle-Aquitaine, l’Occitanie et Auvergne-Rhône-Alpes. Ces territoires ont également représenté 46 % des nouveaux raccordements du trimestre, confirmant leur rôle moteur dans le développement du solaire français. La géographie du parc reste marquée par l’ensoleillement et les politiques locales favorables.

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Après une chute quasi continue de 90% pendant 10 ans, le prix des panneaux solaires connaît une hausse impressionnante, qui risque de ne pas s’atténuer tout de suite. Est-ce la fin de l’âge d’or photovoltaïque ? 

C’était attendu depuis le début de l’année, mais ça se confirme plus que jamais. En 2026, le prix des panneaux solaires explose littéralement. On parle d’une hausse de près de 30%, dont 20% à 27% d’augmentation rien que sur le premier trimestre 2026.

Cette augmentation tarifaire s’explique en très grande partie par l’état de santé de la filière photovoltaïque chinoise. Depuis 2011, la Chine a investi 50 milliards de dollars pour augmenter ses capacités de production de panneaux solaires. En parallèle, le pays a multiplié les subventions pour en améliorer la compétitivité. On peut dire que ça a marché, puisque le pays concentre aujourd’hui 80% des capacités mondiales de production. Néanmoins, la concurrence est telle que de nombreux fournisseurs vendent leurs produits à perte, ce qui a conduit à des pertes financières massives, de l’ordre de 5 milliards de dollars depuis début 2024.

Pour remonter la pente, le gouvernement chinois a décidé de stopper les subventions, comme le remboursement de la TVA à l’exportation, normalement affichée à 9% du prix total. Outre ces problèmes, des tensions sur l’approvisionnement de l’argent tendent également à augmenter le prix des panneaux.

La fin des panneaux solaires en toiture chez les particuliers ?

Pour autant, le marché du photovoltaïque se maintient à l’échelle du pays. Au premier trimestre, selon le média Eco infos, Enedis a enregistré 1418 MW de raccordement, contre 1407 lors du premier trimestre 2025. Mais la situation est plus compliquée pour le solaire résidentiel. Cette hausse des prix vient entacher la rentabilité des installations, déjà sérieusement impactées par les nombreuses mesures adoptées l’année dernière. En conséquence, pour les installations de 0 à 9 kWc, on est passé de 268 MW raccordés au 4ᵉ trimestre de l’année 2024 à seulement 155 MWc pour le 3ᵉ trimestre de 2025.

Si le recours à des batteries de stockage pourrait permettre d’augmenter le taux d’autoconsommation et donc d’utilisation des panneaux solaires, le prix de ces dernières devrait également augmenter durant les mois à venir, pour les mêmes raisons.

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L’électrification, oui. Mais sous certaines conditions ! Alors que RTE et le gouvernement travaillent à augmenter la puissance électrique disponible dans la zone industrielle de Fos-sur-Mer, une quinzaine d’associations critiquent l’impact de cette nouvelle ligne sur l’environnement. Principal problème : la traversée d’une zone naturelle protégée. 

En pleine promotion de l’électrification du pays, le Président de la République Emmanuel Macron vient d’apporter son soutien à un projet de taille, porté par RTE : une ligne à très haute tension de 65 km de long entre le Gard et les Bouches-du-Rhône.

Cette nouvelle ligne aérienne est censée permettre le développement de la zone industrialo-portuaire de Fos-Étang de Berre, près de Marseille. Selon les plus récentes informations, on compterait entre 17 et 20 milliards d’euros d’investissements dans la zone d’ici à 2030, pour environ 10 000 emplois directs créés. Pour encourager ces investissements et donner de la visibilité aux industriels, le renforcement du raccordement électrique de la zone est indispensable.

Pour cela, RTE a prévu une ligne de 65 km de long entre Jonquières-Saint-Vincent (30) et Fos-sur-Mer (13). Cette ligne de 400 kV sera composée de 180 pylônes d’une hauteur comprise entre 50 et 90 mètres de haut. RTE vient de déposer un dossier de demande de déclaration d’utilité publique (DUP) auprès de l’État pour accélérer la gestion des acquisitions foncières nécessaires au projet. L’État devrait donner sa réponse d’ici le troisième trimestre 2026 pour permettre une mise en service en 2029.

Un projet sous très-haute-tension

Sur le papier, ce nouveau projet d’électrification a tout pour plaire en favorisant l’électrification du pays et sa réindustrialisation. Sauf que son tracé est contesté par de nombreuses associations. En effet, il est prévu que la ligne traverse une partie de la réserve naturelle du parc de Camargue. De plus, les 180 pylônes auront un impact paysager non négligeable.

Pour se faire entendre, 15 associations, dont France Nature Environnement, la Ligue de protection des oiseaux ainsi que WWF France, ont cosigné une lettre adressée au gouvernement. Dans ce courrier, ils indiquent que les espaces naturels protégés « ne peuvent pas être des variables d’ajustement des politiques de souveraineté énergétique ». Les différents signataires ont également indiqué que la ligne fragmenterait des habitats naturels, et ont alerté sur les impacts cumulés d’autres projets prévus dans le même secteur : pipelines d’hydrogène, autoroute ou encore éoliennes offshore.

Faisant un pas vers RTE, les associations ont proposé un contre-projet incluant l’enfouissement d’une partie de la ligne. Pour l’heure, cette proposition est restée sans réponse.

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Et si l’avenir de l’éolien offshore s’écrivait en biais ? C’est ce qu’imagine TouchWind. La jeune startup vient de mettre à l’eau un prototype à taille réduite pour tester son idée. 

L’énergie éolienne donne souvent lieu à des prototypes originaux, pour ne pas dire farfelus. Si les projets de ce type sont peu nombreux à tenir sur la longueur, du côté de TouchWind, ça se précise.

Depuis notre dernier article sur le sujet, de l’eau a coulé sous les ponts, ou plutôt sous les flotteurs d’éolienne. TouchWind vient d’installer une éolienne flottante de taille réduite sur le lac Oostvoorne Meer, situé tout près de La Haye, aux Pays-Bas. Ce prototype, installé dans le cadre du projet POWER (POsitive Wake Effects of turbines with tilted Rotors pour les intimes), devrait permettre de mesurer les forces exercées sur des lignes d’ancrage réalisées en acier et en polyester. Ces dernières sont accrochées à des lests en béton posés au fond du lac, et équipés de récifs imprimés en 3D pour encourager la biodiversité du lac.

Avec sa technologie de rotor incliné, TouchWind espère toujours pouvoir limiter les contraintes mécaniques exercées sur les structures de ces éoliennes pour pouvoir en limiter le coût, mais également permettre leur fonctionnement, même dans des conditions climatiques extrêmes.

La fin du mât incliné

Dans le cadre de l’avancée du projet, on a d’ailleurs pu constater que le design a été simplifié par rapport au dessin initial. Les premières images de synthèse montraient des éoliennes dont même le mât était incliné. Avec ce dessin, les parcs offshore prenaient des allures de chorégraphie de Smooth Criminal.

Désormais, seul le rotor s’incline en fonction de la force du vent. Toujours dans le cadre du projet POWER, 9 prototypes de taille similaire vont être installés sur les rives du lac Oostvoorne pour pouvoir étudier l’effet de sillage.

Outre les éoliennes offshore, TouchWind envisage désormais de commercialiser des éoliennes terrestres mobiles sur le même principe, d’une puissance comprise entre 50 kW et 200 kW. La startup multiplie les démonstrateurs et les prototypes, mais pour l’heure, aucune information n’a été fournie sur la commercialisation de ces modèles.

L’article Cette startup teste une éolienne flottante à rotor incliné aux Pays-Bas est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

À seulement quelques semaines de la Coupe du monde de football, Emmanuel Macron a réuni sa propre équipe de France.. de l’électrification !  Le président a réuni mardi 26 mai à l’Élysée plus de 200 industriels, énergéticiens, distributeurs et acteurs de la mobilité pour qu’ils annoncent des projets électrifiant la France.

A quelques jours du sommet Choose France, Macron voulait des annonces d’investissements dans l’électrification. La PPE3 prévoit d’inverser la part de consommation d’énergies fossiles vs électricité (60% vs 40%) à 2030. Il a donc réuni nombre d’acteurs de l’électrification pour qu’ils annoncent des projets. Stellantis a, par exemple, annoncé plus d’un milliard d’euros sur son site de Mulhouse pour produire des véhicules électriques à partir de 2029. L’objectif d’E. Macron est de 400 000 véhicules électriques par an. Toujours dans les mobilités, le gouvernement veut également accélérer le déploiement des bornes de recharge, qui doivent passer de 180 000 aujourd’hui à 400 000 d’ici 2030. Electra prévoit 300 millions d’euros d’investissements pour étendre son réseau, Engie annonce 300 millions d’euros supplémentaires pour déployer 5 000 points de recharge, Lidl 13 millions d’euros supplémentaires et Leclerc vise 10 000 bornes d’ici 2030 puis 30 000 à 2035.

L’électrification du chauffage, où le gaz domine, ensuite. L’exécutif veut accélérer le remplacement des chaudières au gaz et au fioul par des pompes à chaleur. Le britannique Octopus Energy a confirmé un projet d’usine en France représentant jusqu’à 150 millions d’euros d’investissements et potentiellement 500 à 1 000 emplois (aucune date ni lieu avancé) et prévoit aussi d’être installateur de 10 000 pompes à chaleur dans l’Hexagone ces douze prochains mois. Cela nous rappelle d’ailleurs que la marque française Thomson s’apprête, elle aussi, à produire des PAC en France sous son nom. Le gouvernement vise ainsi un million de pompes à chaleur chaque année d’ici 2030 alors que le rythme annuel est plutôt à 200 000 aujourd’hui.

Les CEE, au coeur du financement de ces projets

Toujours pour débudgétiser, l’Etat recourra aux Certificats d’économie d’énergie (CEE). Les acteurs obligés, qui ont une obligation légale de les financer, peuvent donc faire des annonces. EDF a d’ailleurs annoncé une prime supplémentaire de 1 000€ pour certaines pompes à chaleur et une enveloppe additionnelle de 30 millions d’euros pour accélérer l’installation de chaudières électriques dans l’industrie.

L’objectif derrière ces annonces est de moins subir les crises géopolitiques sur les fossiles et valoriser l’électricité française à 95% bas carbone et dont, faut de demande qui décolle, 17 à 20 % de la production électrique est exportée.

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Dans son avis publié du 21 mai sur le futur arrêté tarifaire S21, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) valide la forte réduction du soutien public pour le photovoltaïque de moins de 500 kWc, voulue par le gouvernement. Objectif : favoriser l’autoconsommation et alléger les dépenses publiques. 

La fête est finie, le gouvernement a sabré le tarif de rachat de l’électricité solaire, la CRE a validé, les installations photovoltaïques de petite capacité vont devoir trouver un nouveau modèle économique robuste en dehors du rachat du surplus d’électricité par EDF. Il était à 40 euros le mégawattheure (€/MWh), il sera désormais à 11 €/MWh.

Selon la CRE, cette réforme du guichet ouvert S21 devrait ralentir le développement des installations photovoltaïques éligibles tout en privilégiant l’autoconsommation. Désormais, pour atteindre la rentabilité, il faudra atteindre un très haut taux d’autoconsommation. La CRE souhaitait permettre le soutien uniquement pendant les heures à prix de marché positif. Mais comme il manque d’équipement (système d’information) ou l’adaptation serait complexe si elle devait être réalisée rapidement pour détecter les prix négatifs, la modulation quart d’heure serait trop compliquée à réaliser rapidement. La la CRE propose tout simplement un tarif fixe de 11 €/MWh sur l’ensemble des heures de production, y compris pendant les périodes de prix négatifs.

Se tourner vers d’autres sources revenus pour espérer une viabilité économique

Le message est limpide : les producteurs photovoltaïques devront progressivement intégrer les signaux marché dans leur stratégie d’exploitation. La CRE veut les sensibiliser à la valeur économique actuelle du surplus injecté et soulager les finances publiques.

La veille de la publication de l’avis de la CRE, Greenunivers révélait le dépôt d’une proposition de loi portée par la députée écologiste Julie Laernoes afin de contrer les réformes préparées par l’exécutif et présentées au Conseil supérieur de l’énergie (CSE). Avec l’appui notamment d’Enerplan et de la Fédération nationale de l’énergie solaire (Fnes), le texte vise à sanctuariser un droit à l’autoconsommation (impossibilité d’interdire) et à protéger l’autoconsommation collective (injection possible pour les moins de 36 kVA et limitée jusqu’à 500 kVA, réduction du Turpe).

Peut-être que les développeurs de projets PV en autoconsommation se tourneront vers l’hybridation pour capter des revenus supplémentaires, des services systèmes pour la batterie, d’une exploitation plus grande du PV et des économies de Turpe.

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C’est une étape clé pour le développement de la géothermie profonde autour de Paris. Son potentiel vient d’être déterminé grâce au programme d’État Géoscan. Les résultats obtenus sont encourageants. 

En matière de transition énergétique, la géothermie suscite de nombreux espoirs, car elle permet d’obtenir non pas de l’électricité mais de la chaleur décarbonée. Sa démocratisation tarde, notamment pour cause de budgets trop élevés. Néanmoins, dans un objectif de décarbonation massive de nos moyens de production de chaleur et en particulier de chauffage, elle devrait occuper une place importante.

Ce constat est également valable dans la région Île-de-France. Cette dernière est déjà un bon élève en la matière, puisqu’on retrouve déjà 54 projets de géothermie profonde en service en 2025. Néanmoins, ces projets sont principalement situés au nord et à l’est de la capitale. Pour accélérer ce développement, l’État a initié le programme GeoScan, en partenariat avec l’ADEME Île-de-France, la Région ainsi que le BRGM. Ce programme a consisté en une campagne d’acquisition massive de données géophysiques avec 280 km de mesures en cumulé, répartis dans 6 départements et une centaine de communes.

Les résultats ont mis en évidence trois réservoirs géologiques sur une zone de 2000 km2. On retrouve donc :

• L’Oxfordien, entre 700m et 1600m de profondeur. Encore jamais exploité en géothermie, il possède des eaux d’une température comprise entre 40°C et 65°C.
• Le Dogger, entre 1000m et 2000m de profondeur. Les 54 installations actuelles profitent déjà de ce réservoir, mais son potentiel restait incertain dans l’ouest et le sud de l’Île-de-France. Sa température varie entre 50°C et 80°C.
• Le Trias, entre 1200m et 2500m de profondeur. Jusqu’ici inexploités, les réservoirs issus du Trias nécessitent des investigations supplémentaires pour mieux comprendre leur architecture complexe.

L’enjeu de la production de chaleur

Ce type de programme est d’une importance capitale pour rendre possible la géothermie profonde. D’ailleurs, elle a déjà été utilisée dans le sud de la France, notamment du côté de Vitrolles.

Désormais, grâce aux résultats obtenus, les projets de géothermie profonde vont être initiés avec moins de marge d’erreur, ce qui aura pour effet d’encourager les investisseurs à choisir cette technologie de production de chaleur propre. Rappelons qu’en Île-de-France, près de 45% de l’énergie finale consommée est liée à des besoins en chaleur. Aujourd’hui, la production de chaleur reste intimement liée à l’utilisation d’énergies fossiles.

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Et si c’était vrai, possible ? Produire de l’hydrogène vert uniquement avec de l’eau et du soleil, sans électrolyseur, sans électricité et sans raccordement au réseau. Photreon tente le pari, on vous explique leur technologie.

Une startup allemande tient peut-être une très bonne idée. Photreon, issue du Karlsruhe Institute of Technology (KIT), développe un panneau photoréacteur capable de générer directement de l’hydrogène vert grâce à la photocatalyse. Présentée lors de la Hannover Messe 2026, la technologie de Photreon entend sortir de la production classique d’hydrogène dit « vert ». Habituellement, cet hydrogène vert est obtenu par électrolyse où de l’électricité renouvelable (selon si cette formule n’inclut pas le nucléaire) alimente un électrolyseur qui sépare les molécules d’eau en hydrogène et oxygène. Problème, ce procédé, même s’il est efficace, est coûteux.

Le soleil pour casser la liaison de l’eau

Alors, est-ce bien possible de s’en passer ? La technologie de la startup repose sur la photocatalyse, où un matériau semi-conducteur absorbe directement le rayonnement solaire afin de déclencher la réaction chimique : c’est l’apport d’énergie pour casser la liaison de la molécule d’eau. Sous l’effet du soleil, les électrons sont excités et provoquent la dissociation des molécules d’eau. L’hydrogène est ensuite récupéré directement dans le module.

Photreon réduirait ainsi les coûts. En supprimant les électrolyseurs, les convertisseurs électriques et une partie des infrastructures réseau, la startup espère réduire fortement les investissements nécessaires à la production d’hydrogène vert et permettrait de produire directement sur le site d’utilisation.

La startup n’a pas communiqué le rendement réel de la technologie ni des données sur la durée de vie des matériaux photocatalytiques. Il va donc falloir surveiller les avancées de Photreon pour savoir si la réalité industrielle pourra être au rendez-vous des attentes.

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Les choses sérieuses vont commencer, à Fessenheim. 6 ans après l’arrêt définitif, le démantèlement du site va bientôt commencer. EDF veut en faire un exemple afin d’exporter son savoir-faire. 

Voilà maintenant 6 ans qu’EDF était dans les starting blocks pour attaquer le démantèlement de la centrale de Fessenheim. L’électricien français n’a pas chômé pendant ces 6 années puisqu’il a retiré près de 99,9% des éléments radioactifs du site. Mais depuis que le décret autorisant le démantèlement du site a été publié, les choses sérieuses vont réellement commencer.

Pour ce chantier d’envergure, premier démantèlement d’un équipement du parc nucléaire moderne, EDF s’est fixé un objectif ambitieux : terminer le chantier en 22 ans, pour une enveloppe déjà provisionnée de 1,4 milliard d’euros. Il faut dire que la tâche s’annonce colossale, puisqu’il y a plus de 400 000 tonnes de matériaux à évacuer. Pour y parvenir dans les temps, le site devrait compter entre 300 et 400 personnes sur site chaque jour pendant ces 20 ans.

Outre des moyens humains importants, de nombreuses opérations seront réalisées par des robots ou des machines téléopérées afin de réduire l’exposition à la radioactivité des équipes. Certaines tâches nécessiteront une précision presque chirurgicale, de l’ordre du centimètre sur des édifices de plusieurs dizaines de mètres. Sur les 405 000 tonnes de matériaux à évacuer, 5% d’entre elles feront l’objet d’un traitement spécialisé, adapté à leur niveau de radioactivité. Enfin, les déchets radioactifs de moyenne activité à vie longue devraient représenter 0,1% du total, soit 405 tonnes. Après un conditionnement sur le site de l’Iceda (Installation de conditionnement et d’entreposage des déchets activés). Ils seront ensuite entreposés dans les installations de Cigéo.

Un savoir-faire à prouver.. et à exporter !

Pour EDF, ce chantier est important à plus d’un titre. D’abord, un démantèlement parfaitement maîtrisé de Fessenheim permettrai d’apporter une réponse concrète à l’une des principales à l’une des principales critiques faites à l’encontre du programme nucléaire, à savoir le destin des installations définitivement arrêtées.

D’autre part, EDF espère développer et exporter une forte expertise et un savoir-faire unique sur une problématique qui devrait toucher de plus en plus d’installations à travers le monde. Si, pour Fessenheim, l’objectif est de respecter un délai de 22 ans et un budget de 700 millions d’euros par réacteur, EDF espère pouvoir passer à 15 ans et 500 millions d’euros de budget à l’avenir.

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Depuis plusieurs mois, un sujet que l’on croyait politiquement verrouillé revient de toutes parts : l’extraction d’hydrocarbures en France. Marginale en volume mais symbolique, la production nationale — environ 1 % de la consommation — revient dans l’actualité sur trois fronts : industriel, juridique et parlementaire.

Depuis la loi Hulot de 2017 visant à mettre progressivement fin à la production pétrolière d’ici 2040 en France, les permis se font rares, très rares. L’Union française des industries pétrolières dénonce depuis février des refus d’autorisations qu’elle juge “politiques”. L’État bloquant de nouveaux forages comme en Gironde sur les concessions exploitées par Vermilion Energy.

Sur le terrain juridique ensuite, le bras de fer se déplace aux tribunaux administratifs. L’État se justifie avec un ensemble d’arguments climatiques (accords de Paris, GIEC, droit européen) pour justifier ses refus, et les industriels eux ont recours au code minier et aux droits de concession. Urgence climatique versus développement économique en somme.

Au Parlement enfin. Une proposition de loi sénatoriale visant à autoriser de nouvelles explorations d’hydrocarbures en outre-mer, notamment en Guyane, a déjà été adoptée au Sénat. Elle introduit une dérogation directe à la loi Hulot en permettant la reprise de recherches là où le cadre actuel les interdit depuis 2017. Le texte est porté par un sénateur du groupe macroniste et soutenu au Sénat par une majorité plus large.

Un groupe de gauche pour relancer l’exploitation en Guyane

À l’Assemblée nationale, le groupe GDR (de gauche) s’apprête à inscrire ce texte dans sa niche parlementaire du 11 juin selon une information du média Contexte.

Pourquoi venant d’un tel parti ? Les élus ultramarins sont favorables à la relance de certaines explorations au nom de l’autonomie de leurs territoires et de l’emploi local. Un tiraillement qui explose dans ce parti de gauche, voyant des voisins de Guyane assis sur une mine noire d’argent.

À quelques kilomètres, le Guyana est devenu un “géant du pétrole” depuis la découverte d’un important gisement en 2015, entraînant une forte croissance et l’arrivée d’investisseurs. Cette dynamique nourrit des attentes qui traversent le fleuve Maroni, dans un territoire où plus de la moitié de la population vit sous le seuil de pauvreté.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) valide le futur appel d’offres « AO10 » l’éolien en mer, notamment le tarif cible de 100 euros le mégawattheure (€/MWh) même si la santé économique des développeurs n’est pas au rendez-vous.

Le tarif du futur éolien du futur AO10 n’est « pas a priori sous-dimensionné », mais les conditions économiques (coûts, santé des développeurs…) pourrait pousser à dépasser le tarif cible, met en garde la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Après un long moment de disette sans AO, la filière se remet progressivement. Une dynamique positive se dessine au-delà des frontières françaises, à en juger les résultats de Vestas de nouveau dans le vert grâce à de nombreux projets remportés outre-Atlantique.
C’est l’arbre qui cache la forêt, car l’impact des précédents appels d’offre se fait encore ressentir. Malgré l’AO10, certains développeurs sont encore en train de renégocier ou d’abandonner certains projets. Si les prix dépassent les attentes du gouvernement, cela « pourrait impliquer la déclaration sans suite d’un ou plusieurs projets, sauf si le ministre mobilise sa faculté d’attribuer la totalité des parcs, ce qui pourrait conduire à exposer plus fortement le budget de l’État en l’absence de prix plafond » analyse la CRE.

Nouveauté de l’AO10, le gouvernement introduit un tarif cible moyen pondéré à l’échelle de l’ensemble des projets. Il pourra donc accepter des offres supérieures à 100 €/MWh à condition que d’autres projets affichent des prix plus bas permettant de respecter une moyenne globale.

Un nouveau tarif moyen pondéré

Cela risque de devenir illisible pour les développeurs craint la CRE, compliquant l’analyse de la meilleure stratégie à adopter pour répondre à l’AO. Il pourrait par exemple être incité à adopter une stratégie opportuniste sur certains sites jugés plus favorables, en misant sur une compensation par d’autres projets plus coûteux. La CRE juge donc délicat d’expérimenter des nouvelles modalités sur un volume aussi important de projets. L’appel d’offres doit en effet porter sur plusieurs façades maritimes et jusqu’à une dizaine de gigawatts de capacités, c’est le plus gros jamais lancé.
En somme, la CRE prononce oui oui mais..

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Régulièrement en France, des projets de parcs éoliens terrestres sont annulés sans raison apparente. Souvent, ces décisions sont liées à l’Armée française et à ses exigences pour assurer la sécurité du pays, en particulier en matière de détection radar. 

Mais pourquoi donc ce petit projet éolien, constitué de seulement deux éoliennes terrestres, a été retoqué dans la petite ville de Saint-Sauveur-le-Vicomte, dans la Manche ? La réponse se situe à 31 kilomètres au nord de la ville. Tout près de Cherbourg se trouve un radar militaire de l’Armée française. Du fait de cette présence, le préfet avait déjà refusé le projet à l’été 2024, et le rapporteur public vient de confirmer cette décision.

En réalité, des projets éoliens sont régulièrement refusés à cause d’une trop grande proximité avec un radar militaire. Le projet de parc de la Feuillie, situé au nord de Coutances, a subi le même destin en étant situé à seulement 55 kilomètres du radar de Cherbourg. Enfin, dans l’Eure, on peut aussi citer un projet de 6 éoliennes qui devait prendre place sur le plateau du Vexin d’ici 2027. Mais sa trop grande proximité avec la base 105 d’Évreux a conduit à son annulation.

Les radars militaires privent la France de la moitié de son potentiel éolien

Ces refus systématiques sont dûs aux perturbations que pourraient causer les éoliennes sur les radars militaires, avec des « intervisibilités électromagnétiques » et le risque de « masquage d’aéronef ». Comprenons que la rotation des pales d’éoliennes peut générer des échos parasites qui interfèrent avec la détection radar.

Pendant longtemps, les règles d’implantation à ce sujet ont été relativement floues. Mais depuis 2021, une instruction administrative impose que les projets situés entre 30 et 70 km d’un radar militaire doivent faire l’objectif d’un avis conforme, et donc d’une autorisation. Chaque projet est étudié au cas par cas, notamment grâce au logiciel TIMOR, un outil de modélisation radar  qui sert à estimer les perturbations des éoliennes en fonction de la géométrie du parc, du relief et de la végétation.

Loin d’être anodine, cette règle prive les développeurs de projets éoliens d’une grande partie des possibilités de construction. S’il est difficile d’avoir une estimation précise, certaines sources parlent de 60% à plus de 70% du territoire national indisponible pour l’implantation de nouveaux parcs.

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Si le plus grand parc éolien offshore de Méditerranée promet d’être italien, son implantation devrait le rendre plus visible au Cap Corse que n’importe où ailleurs. Cette position géographique, à quelques miles seulement du parc naturel aquatique du Cap Corse et des Agriates, interroge côté français. Objectif de mise en service : 2033.

Le plus grand projet éolien offshore de Méditerranée, appelé Atis Floating Wind, commence à se dessiner au large des côtes italiennes, près de la Toscane. Ce projet de parc, porté par ENI Plénitude, devrait comporter 48 éoliennes offshore flottantes de 280 mètres de haut, pour une puissance totale installée de 864 MW. Si le parc doit bien être mis en oeuvre dans les eaux italiennes, sont implantation projetée se situe à seulement 28 km du cap Corse, au nord de l’île de Beauté.

Cette proximité avec la partie la plus sauvage de la Corse ne manque pas d’interroger. Compte tenu de la situation, le préfet de Haute-Corse s’inquiète du potentiel impact négatif de ce projet sur la région, notamment sur le paysage, la biodiversité et les activités nautiques. Il a ainsi organisé une enquête publique qui doit durer jusqu’au 5 juin. En parallèle, il a sollicité le parc naturel marine du Cap corse et des Agriates, qui doit transmettre son avis sur la question.

Un moyen d’alimenter l’Île de Beauté ?

Compte tenu de la position géographique du parc, on pourrait imaginer qu’il alimente en partie la Corse pour participer à la décarbonations de son mix électrique. Néanmoins, selon ENI Plénitude, l’électricité produite devrait directement être acheminée sur le réseau électrique national italien grâce à deux sous-stations par le biais de connexions de 67 à 75 km. En revanche, le projet SACOI 3 est toujours d’actualité. Cette liaison, dont le déploiement est estimé à 1,8 milliards d’euros, doit relier la Sardaigne, la Corse et l’Italie avec une capacité de soutirage de 100 MW côté corse. Ce projet, inscrit dès 2015 dans la PPE de Corse, doit être mis en service en 2030, soit 3 ans avant le parc ATIS Floating Wind.

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