Rentrer dans une maison où il fait déjà bon, sans avoir touché à une bûche : c’est la promesse du poêle à granulés. Économique et facile à vivre, cet appareil de chauffage équipe de nombreux logements en France. Avant l’achat, un comparatif aide à choisir la solution la mieux adaptée.

Un chauffage pensé pour offrir la meilleure expérience de feu au quotidien

Un poêle à granulés fonctionne simplement. Les granulés sont versés dans un réservoir de 15 à 35 kg, puis une vis sans fin alimente la chambre de combustion. L’allumage automatique évite tout geste manuel, et une sélection de poêles à granulés bien pensée associe combustion propre et large vitre. Selon le réservoir, l’autonomie atteint plusieurs jours.

Pour diffuser la chaleur, deux technologies existent. La convection naturelle fait circuler l’air chaud sans ventilateur, pour une chaleur douce dans le silence. D’autres poêles à granulés misent sur une ventilation frontale, particulièrement utile pour faire monter vite la température d’une grande pièce.

Rendement élevé et pilotage intelligent, fruits d’une sélection rigoureuse

Les poêles à granulés performants du marché affichent un rendement nominal de 85 à 95 % selon les fabricants, supérieur à celui d’un foyer ouvert. La réglementation Ecodesign impose au minimum 79 % d’efficacité saisonnière, un seuil que reprend le label Flamme Verte. Côté pilotage, le système de programmation horaire et le thermostat ajustent la puissance de chauffe automatiquement, pour le confort de l’utilisateur. Avec l’option wifi, disponible sur certains modèles de la marque Rika, le poêle se pilote même depuis un smartphone.

Plusieurs types de poêles à granulés répondent à des besoins différents :

• le poêle étanche, raccordé à une arrivée d’air extérieure ou à un conduit concentrique, puise l’air comburant à l’extérieur, idéal dans un logement bien isolé ;
• le modèle canalisable offre la possibilité de chauffer une zone voisine par des gaines ;
• le poêle silencieux limite le bruit de la vis sans fin et de la soufflerie ;
• le poêle mixte accepte aussi les bûches.

Le modèle le plus cher n’est pas forcément le meilleur choix. La puissance nominale dépend du volume à chauffer et de l’isolation : les gammes courantes vont de 6 à 10 kW. En effet, un appareil surdimensionné tourne au ralenti : avant d’installer un poêle, le dimensionnement nécessite l’avis d’un professionnel.

Pellets : une énergie renouvelable, au service d’une vie plus consciente

Le pellet est un produit fabriqué à partir de sciure et de copeaux de bois non traités, compressés sans liant chimique. Ce combustible 100 % renouvelable et écologique valorise des résidus de scierie. Grâce à un stockage à l’abri de l’eau et de l’humidité, il conserve un pouvoir calorifique élevé.

En septembre 2026, le prix des granulés tourne autour de 390 à 430 € la tonne selon le conditionnement, en vrac ou en sacs sur palette. Dans une maison de 100 m² bien isolée chauffée aux granulés, la consommation atteint environ 2 tonnes par an. Moins cher que l’électricité et plus stable que le gaz naturel ou le fioul, ce coût varie selon la saison et le transport.

Un design épuré et intemporel qui sublime chaque intérieur

Le poêle à granulés trouve sa place aussi bien dans un intérieur moderne que dans un décor traditionnel. Les habillages en acier offrent des lignes épurées, tandis que la fonte apporte également une esthétique plus massive. La vision de la flamme reste l’atout majeur, même dans une pièce de vie ouverte.

Aäsgard, l’expertise technique au service d’un feu propre et durable

Chez Aäsgard, chaque client se voit proposer un premier conseil en magasin, puis une visite technique gratuite à domicile avant toute installation. Les experts y contrôlent l’état du conduit de cheminée existant, la toiture et l’isolation du logement. Après cette visite, la pose est confiée à un artisan qualifié RGE Qualibois, condition nécessaire pour accéder à la plupart des aides, dans le respect des distances de sécurité.

L’entretien reste simple : vider le cendrier et nettoyer le creuset, faire contrôler l’équipement chaque année. Le ramonage s’impose au moins une fois par an, deux fois au-delà de 2,5 tonnes de granulés consommés, pour garantir l’évacuation des fumées et écarter le risque de monoxyde de carbone.

Anticiper l’hiver avec sérénité

Acheter ses granulés avant les premiers froids permet de sécuriser son stock. Côté investissement, le crédit d’impôt n’existe plus et MaPrimeRénov’ ne finance plus un poêle seul depuis le 1er septembre 2026. La prime CEE, la TVA à 5,5 % et l’éco-prêt à taux zéro restent mobilisables pour ces travaux de rénovation, sous conditions.

Par rapport à des radiateurs électriques ou à une chaudière au fioul, le poêle à granulés permet généralement de réduire la facture de chauffage, sans remplacer un chauffage central. En mode de chauffage principal ou en chauffage d’appoint, il s’intègre à une rénovation énergétique, aux côtés d’une pompe à chaleur ou de panneaux solaires. Il dépend en revanche de l’électricité et produit un léger bruit de fonctionnement. Son avantage principal reste une chaleur régulière, sans corvée de bois, pour une vraie économie d’usage.

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La Turquie est en passe de rejoindre le club de moins en moins fermé des pays qui disposent de l’énergie nucléaire dans le mix électrique. Le premier réacteur du pays, entièrement construit et financé par le russe Rosatom, vient de réussir des tests importants avant sa mise en service. 

Voilà soixante ans que la Turquie veut construire un réacteur nucléaire sur le site d’Akkuyu, et ce projet de très longue haleine prend enfin forme. Le réacteur nᵒ 1 de la centrale vient de franchir une nouvelle étape cruciale en vue de sa mise en service.

Depuis juin, après le chargement de combustible factice, des tests hydrauliques ont été menés pour vérifier l’étanchéité du circuit primaire. Pour cela, les équipes de Rosatom ont fait circuler de l’eau déminéralisée dans le circuit à une pression de 24,5 MPa, contre 16 MPa en fonctionnement normal. Outre la vérification de l’étanchéité du circuit primaire, cette étape permet de tester les différents composants du circuit et de nettoyer les tuyaux principaux.

Grâce au succès de cette opération, des tests fonctionnels à chaud vont désormais être effectués, à une température d’au moins 260 °C. Ensuite, le combustible nucléaire sera chargé avant le lancement du processus de mise en service.

Une centrale nucléaire qui appartient entièrement à la Russie

À terme, la centrale d’Akkuya doit produire l’équivalent de 10 % des besoins turcs en électricité, avec une production annuelle estimée à 35 TWh. Néanmoins, la contrepartie est énorme : une perte importante d’indépendance. En effet, la construction des quatre réacteurs a été confiée à Rosatom, mais pas seulement. L’entreprise d’État russe a financé la construction et aura la charge de l’exploitation du site. Pour aller encore plus loin, Rosatom est même détentrice de la centrale.

Cette situation condamne la Turquie à une bonne entente avec la Russie. Compte tenu de la situation géopolitique actuelle, la Turquie a tout de même décidé d’aborder son projet de deuxième centrale nucléaire autrement, et vise une coopération tripartite entre la Turquie, les États-Unis et la Corée du Sud.

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Installer une pompe à chaleur dans un logement de 120 m² représente un investissement conséquent, mais des aides existent pour alléger la facture. Tour d’horizon des coûts et dispositifs en 2026.

Pour chauffer un logement de 120 m², la pompe à chaleur est aujourd’hui l’une des solutions les plus plébiscitées en France. Elle capte les calories présentes dans l’air, le sol ou l’eau pour les redistribuer sous forme de chaleur à l’intérieur du bâtiment, avec un rendement nettement supérieur à celui des systèmes à combustion classiques. Mais avant de franchir le pas, la question du budget s’impose naturellement : combien coûte réellement une pompe à chaleur pour une surface de 120 m², et quelles aides peut-on mobiliser en 2026 pour réduire le reste à charge ?

La réponse dépend de plusieurs facteurs : le type de pompe à chaleur choisi, les caractéristiques du logement, la zone climatique et le niveau d’isolation existant. Un logement mal isolé demandera une puissance plus élevée, ce qui augmente mécaniquement le coût du matériel et de l’installation. À l’inverse, un bâtiment bien isolé permet de choisir un équipement de puissance moindre, moins coûteux à l’achat comme à l’usage.

Les différents types de pompes à chaleur adaptées à 120 m²

Avant d’estimer un budget, il convient d’identifier le type de pompe à chaleur le mieux adapté à la configuration du logement. Les trois grandes familles sont les suivantes :

• La pompe à chaleur air/air : elle puise les calories dans l’air extérieur et les restitue directement dans l’air intérieur via des unités murales ou des gainables. Son installation est relativement simple, ce qui en fait l’option la moins coûteuse. Elle ne permet cependant pas de produire de l’eau chaude sanitaire.
• La pompe à chaleur air/eau : elle capte les calories de l’air extérieur et les transfère vers un circuit d’eau qui alimente des radiateurs ou un plancher chauffant, ainsi que la production d’eau chaude sanitaire. C’est la solution la plus répandue pour un logement principal de 120 m².
• La pompe à chaleur géothermique (sol/eau) : elle puise la chaleur dans le sol via des capteurs enterrés. Plus performante et plus stable, elle est aussi la plus coûteuse à l’installation, notamment en raison des travaux de terrassement nécessaires.

Pour un logement de 120 m², une pompe à chaleur air/eau d’une puissance comprise entre 8 et 12 kW est généralement recommandée, selon le niveau d’isolation et la zone géographique. Une maison bien isolée en région tempérée se situera plutôt dans le bas de cette fourchette, tandis qu’un logement ancien en zone froide nécessitera davantage de puissance.

Quel budget prévoir pour l’achat et la pose ?

Le coût total d’une pompe à chaleur comprend le prix du matériel, la pose réalisée par un installateur qualifié, et les éventuels travaux annexes (mise aux normes du réseau électrique, dépose de l’ancienne chaudière, adaptation du circuit de distribution). Pour une pompe à chaleur air/eau destinée à 120 m², le budget global se situe généralement entre 8 000 et 15 000 euros toutes taxes comprises, pose incluse. Cette fourchette large s’explique par les différences de gamme entre les équipements et par la complexité variable des chantiers.

Les modèles d’entrée de gamme, suffisants pour des logements bien isolés, se trouvent plutôt autour de 8 000 à 10 000 euros. Les modèles haut de gamme, souvent dotés de fonctionnalités de régulation avancées et d’une meilleure efficacité par grand froid, peuvent dépasser 12 000 euros avant aides. Pour une pompe à chaleur géothermique, le budget grimpe sensiblement et peut atteindre 20 000 euros ou plus, en raison des travaux de terrassement.

La main-d’oeuvre représente une part non négligeable du coût total. Un installateur certifié RGE (Reconnu garant de l’environnement) est indispensable, non seulement pour la qualité de la pose, mais aussi pour accéder aux aides financières. Il est recommandé d’obtenir plusieurs devis afin de comparer les offres et de vérifier les détails techniques proposés.

Les aides disponibles en 2026 pour réduire le coût

L’un des arguments les plus solides en faveur de la pompe à chaleur reste l’existence de dispositifs d’aide qui permettent de réduire significativement l’investissement initial. En 2026, plusieurs mécanismes sont accessibles aux ménages français :

MaPrimeRénov’

Ce dispositif de l’Agence nationale de l’habitat (Anah) est la principale aide à la rénovation énergétique en France. Son montant varie selon les revenus du foyer et le type d’équipement installé. Pour une pompe à chaleur air/eau, les montants attribués peuvent atteindre plusieurs milliers d’euros pour les ménages aux revenus modestes. Les conditions d’éligibilité et les barèmes 2026 sont disponibles auprès des organismes compétents et des professionnels RGE.

Les Certificats d’économies d’énergie (CEE)

Les fournisseurs d’énergie sont tenus de financer des travaux d’économies d’énergie chez les particuliers, sous forme de primes versées directement au ménage ou déduites du coût des travaux. Ces primes CEE sont cumulables avec MaPrimeRénov’ et peuvent représenter plusieurs centaines, voire quelques milliers d’euros selon le profil du foyer et la région.

La TVA à taux réduit

Les travaux d’installation d’une pompe à chaleur dans une résidence principale de plus de deux ans bénéficient d’un taux de TVA réduit à 5,5 %, contre 20 % pour les travaux standards. Cette réduction s’applique à la fois sur le matériel et sur la main-d’oeuvre, ce qui représente une économie immédiate et automatique sur la facture totale.

L’éco-prêt à taux zéro (éco-PTZ)

Ce prêt sans intérêts permet de financer tout ou partie du reste à charge après déduction des aides. Il est accessible sous conditions et peut atteindre des montants significatifs pour financer un projet de rénovation globale incluant la pose d’une pompe à chaleur.

Estimation du reste à charge pour 120 m²

En cumulant MaPrimeRénov’, les primes CEE et la TVA réduite, le reste à charge pour un ménage aux revenus modestes peut descendre à moins de 3 000 euros pour une pompe à chaleur air/eau bien dimensionnée. Pour les ménages aux revenus intermédiaires, le reste à charge se situera davantage entre 4 000 et 7 000 euros selon les configurations. Ces estimations restent indicatives : chaque dossier est traité individuellement en fonction du profil fiscal du foyer et des caractéristiques précises du logement.

Il est conseillé de faire réaliser une étude thermique avant tout investissement. Cette analyse permet de déterminer avec précision la puissance nécessaire, d’éviter le surdimensionnement de l’équipement, et de s’assurer que la pompe à chaleur sera réellement efficace dans le contexte spécifique du logement. Un professionnel RGE peut accompagner cette démarche et aider à monter les dossiers d’aides auprès des organismes concernés.

Pour un logement de 120 m², le passage à la pompe à chaleur représente un projet structurant, dont la rentabilité se mesure sur le long terme à travers la réduction des factures d’énergie. Le coût de fonctionnement d’une pompe à chaleur est généralement inférieur à celui d’une chaudière à gaz ou fioul, à condition que l’équipement soit correctement dimensionné et l’installation bien réalisée. Les économies annuelles réalisées sur la facture de chauffage contribuent à amortir progressivement l’investissement initial.

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Une toute nouvelle batterie de presque 100 MW vient d’être inaugurée en Bretagne. Outre son intérêt pour optimiser la production principalement décarbonée de la région, cette batterie devrait jouer un rôle crucial dans la stabilité du réseau électrique grâce à un fonctionnement spécifique : le grid forming. 

La plus grande batterie de stockage stationnaire (BESS) de Bretagne vient d’être inaugurée dans le Finistère, au sud de Morlaix. Appelée Breizh Big Batterie (BBB), elle affiche une capacité de 183 MWh pour une puissance de 92 MW, et devrait permettre une meilleure utilisation de l’électricité renouvelable produite localement.

Actuellement, la région importe près de 70 % de son électricité, mais travaille activement à réduire cette dépendance en multipliant les installations renouvelables. Sa production d’électricité est assurée à 80 % par l’éolien et le solaire. Cette dynamique est soutenue par des grands projets comme le parc éolien de la baie de Saint-Brieuc, ou encore le projet Pennavel, d’une puissance de 250 MW, qui doit prendre place au large de Belle-Île. Du fait de ce mix électrique, le développement de moyens de stockage est indispensable pour équilibrer production et consommation d’électricité. D’ailleurs, Neoen, qui est à l’origine de cette batterie, travaille déjà sur une deuxième installation, du côté de Rennes. Celle-ci devrait être construite à partir de 2028 pour une mise en service en 2029.

Contribuer à la stabilité du réseau

Au-delà de permettre l’optimisation de la production d’énergie renouvelable, la BBB est au cœur d’une expérimentation du gestionnaire de réseau RTE. Jusqu’à présent, les onduleurs des BESS françaises fonctionnaient en grid following, ce qui signifie qu’ils ajustaient leur fréquence et leur tension à celle du réseau. Lors d’une anomalie ou d’une coupure, ils se déconnectent simplement et ne peuvent donc pas aider à stabiliser ni rétablir l’alimentation.

Par le biais d’une mise à jour de ces onduleurs, RTE veut faire passer le mode de fonctionnement de la BBB en grid forming. Une fois cette mise à jour effectuée, sans aucune modification matérielle, la BBB pourra générer sa propre référence de tension et de fréquence, ce qui lui permettra de fournir une forme d’inertie synthétique indispensable à la stabilité du réseau. Elle pourra ainsi réagir instantanément aux variations de fréquence pour les freiner.

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La Commission européenne vient de dévoiler 46 projets jugés stratégiques pour la souveraineté européenne sur la question des matières premières. Extraction, transformation et recyclage : c’est toute la chaîne d’approvisionnement des matériaux indispensables à l’électrification des usages et à la production de batteries qui sont concernés. Parmi ces projets, 6 se trouvent en France. 

Le Vieux Continent travaille à améliorer sa souveraineté énergétique dans un monde de plus en plus sujet à des tensions géopolitiques. Pour cela, la Commission européenne a mis en place le Critical Raw Materials Act (CRMA), un règlement européen qui vise à sécuriser l’accès de l’Europe aux métaux et minerais indispensables aux technologies vertes, numériques, de défense et spatiales. Cette loi fixe notamment des objectifs pour 2030, comme l’extraction de 10% des besoins annuels en matières premières critiques au sein de l’Europe, ou encore la transformation de 40 % des besoins annuels.

Pour rendre ces objectifs possibles, la Commission européenne a sélectionné pour la deuxième année consécutive un ensemble de projets considérés comme stratégiques sur l’ensemble de ces chaînes de valeur. Si cette sélection n’est pas nécessairement synonyme de financements, elle permet aux entreprises concernées de bénéficier de facilités administratives avec notamment des délais d’instruction raccourcis.

La France bien représentée

Ces 46 projets européens sont répartis dans 16 États membres. On en retrouve 8 sur des thématiques d’extraction, 11 projets de transformation, et 19 projets de recyclage. La France est d’ailleurs bien représentée avec six projets sélectionnés.

Parmi ces projets, on peut particulièrement citer Lithium de France. Porté par la startup du même nom, ce projet vise à extraire du sous-sol alsacien de la chaleur, ainsi que du lithium géothermal. La Commission européenne a également sélectionné EMME, un projet de fabrication de matériaux essentiels à la composition de batteries, avec un pôle de fabrication de nickel et de cobalt de qualité batterie, associé à un laboratoire en science des matériaux et en génie des procédés.

Comme ce projet de loi CRMA ne concerne pas que les batteries, le projet LUERN a aussi été choisi. Celui-ci, porté par Aubert & Duval, porte sur une hausse de ses capacités de production et de recyclage du titane pour sécuriser la chaîne d’approvisionnement de l’aéronautique européenne.

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La neuvième session de l’appel d’offres solaire au sol a eu du succès, c’est le moins qu’on puisse dire, avec six fois la puissance demandée et un tarif en chute libre à 61,33 €/MWh.

Pas moins de 731 dossiers et 5400 mégawatts-crête (MWc) déposés pour 925 MWc promis dans le cahier des charges. Parmi ce total, seuls 125 projets ont été retenus pour 931 MWc à un prix moyen pondéré de 61,33 euros le mégawattheure (€/MWh). C’est 18 €/MWh de moins qu’à la session précédente selon la délibération de la CRE du 17 septembre.

Il n’y avait qu’à être présent au colloque France Renouvelables à 17 h pour écouter, devant la filière, Maud Bregeon annoncer « le carnage », selon un participant, et le soupir de désolément général qui a retenti. Même scénario d’embouteillage sur les toitures de 100 à 500 kW : 3 000 candidatures pour 288 MW attribués, à 75,48 €/MWh.

Une forte concentration des lauréats

La concentration est aussi notable. Reden avec 11 projets et 188 MWc, soit 20 % du volume, est suivi par Mexens (ex-Technique Solaire, 13 projets, 148 MWc), EDF Power Solutions (une dizaine de projets, environ 138 MWc), TSE (18 projets, 116 MWc) et Luxel (11 projets, 114 MWc). À cinq, ils remportent 76 % des volumes. En ajoutant sa filiale Luxel, EDF pèse à lui seul plus d’un quart de la session.

À l’inverse, de grands absents sont relevés parmi lesquels Rubis Photosol, premier déposant avec 6 % des volumes candidats, et Neoen. Avec eux, 4,4 GWc de projets restent sur le carreau.

Depuis la PPE3 publiée en février, le solaire a moins d’appels d’offres alors qu’un objectif de 48 GW en 2030. Les développeurs n’avaient pas eu de session depuis plus d’un an. Pour 2027, seul un appel d’offres technologiquement neutre se profile (les contours sont encore flous) dont les conditions favoriseraient l’éolien (alors que le neutre était de fait réservé et remporté par le solaire en considération des règles).

Un tarif trop bas ?

Cet appel d’offres solaire au sol semble, comme en sport, d’un « all-in » ou bien d’une dernière parade. Le doublement du plafond réservé aux terrains agricoles, porté de 250 à 500 MWc, a aussi tiré les prix vers le bas. C’est plus de la moitié des volumes déposés à 58,5 €/MWh en moyenne. La ministre de l’Énergie y voit la preuve que le secteur sait être compétitif. Le président du SER, Jules Nyssen, parle plutôt de « candidatures du désespoir ». Avec des taux d’intérêt qui remontent, plusieurs acteurs doutent que tous les lauréats parviennent à construire à ce tarif.

Ou alors c’est une stratégie agressive, certes, mais mesurée car pour la première fois, l’hybride est encouragé à travers la possibilité d’ajouter une batterie. Elle apporte des revenus, partage le raccordement et son prix avec le PV, alors elle apporte indirectement des revenus au PV, lui permettant de bidder un tarif plus bas que s’il avait été seul.

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L’attente paraît interminable pour les porteurs de projet des deux fermes hydroliennes qui doivent prendre place au large des côtes normandes. Huit mois après la publication de la PPE3, le démarrage des chantiers n’est toujours pas possible pour des raisons administratives. 

2026 devait être une année charnière pour l’hydrolien français, mais il va finalement falloir encore de la patience pour les acteurs d’une filière toujours au point mort. Pourtant, l’année avait bien commencé avec l’inscription d’un appel d’offres de 250 MW dans la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Cette annonce devait constituer un signal fort pour une filière pleine d’ambitions et de potentiel, mais qui peinait à démarrer.

Plusieurs mois plus tard, les deux principaux projets français, qui doivent prendre place dans le Raz Blanchard, en Normandie, en sont toujours au même point. Certes, les subventions et autres permis ont bien été validés, mais l’État n’a toujours pas validé d’arrêté tarifaire, ce qui empêche tout démarrage des travaux. Voilà bientôt six mois que la situation stagne.

Heureusement, le plus gros de l’attente est peut-être derrière : le gouvernement s’apprêterait à notifier la Commission européenne des dispositifs de soutien qui sont envisagés pour les deux projets hydroliens Flowatt et NH1. Cette étape est indispensable pour permettre la publication des arrêtés tarifaires. Ces derniers pourraient donc être disponibles début 2027, ce qui laisse encore possible un début de production courant 2028.

Des projets dans les starting-blocks

Les deux projets concernés doivent prendre place dans l’un des sites géographiques les plus propices d’Europe, à savoir le Raz Blanchard. Les deux recourent à des technologies d’hydroliennes bien différentes. Flowatt mise sur des hydroliennes à axe vertical, fabriquées à Cherbourg par la société CMN. De son côté, Normandie Hydroliennes mise sur une technologie plus commune avec l’AR3000, sorte de grande sœur de l’hydrolienne AR1500 récemment testée au large du Japon.

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En inaugurant sa plus puissante batterie, la France entame enfin l’adaptation de son réseau électrique aux spécificités des moyens de production d’électricité renouvelable. Cette nouvelle batterie de 480 MWh va notamment permettre à RTE de mieux utiliser l’énergie solaire produite en journée pour la réinjecter en soirée, quand le réseau en a le plus besoin.

Non loin de Reims, à l’est de Paris, vient d’être inaugurée la plus grande batterie de stockage d’électricité (BESS) de la France métropolitaine. Il aura fallu à peine quinze mois de travaux pour installer les 140 Megapacks de Tesla sur le site de 3 hectares, pour atteindre une puissance de 240 MW et une capacité de 480 MWh.

L’installation, détenue à parts égales par TagEnergy et la Banque des Territoires, a nécessité un investissement de 100 millions d’euros, et prend donc la place de plus grande BESS de France, en dépassant allègrement l’installation de 200 MWh du développeur Harmony Energy, mise en service à Nantes en août 2025.

Mobilisable à tout moment par RTE

Développée en partenariat avec RTE, cette batterie géante peut être mobilisée à tout moment par le gestionnaire de réseau qui peut l’utiliser à la fois pour trouver l’équilibre entre consommation et production d’électricité, mais également pour participer aux réglages de tension et de fréquence du réseau électrique. En service depuis plus de 4 mois, l’installation a d’ores et déjà réinjecté plus de 70 GWh d’électricité. Au 23 septembre, elle avait effectué 145 cycles de charge/décharge en 125 jours.

TagEnergy et la Banque des Territoires ne devraient pas en rester là, puisque les deux partenaires ont signé un accord de trois ans pour financer plusieurs installations de stockage en France.

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Après plus de dix ans de bras de fer, la Commission européenne a refermé le 1ᵉʳ octobre ses procédures contre la France sur l’hydroélectricité. Après un travail acharné des députés, la mise aux enchères de 6 GW, les chantiers de STEP, d’augmentation de puissance et de modernisation vont enfin pouvoir commencer.

Au salon Business Hydro à Grenoble régnait une ambiance de renaissance. Celle d’une production d’énergie installée avant même le nucléaire utilisant l’énergie potentielle de pesanteur de l’eau. C’est la fin d’un feuilleton ouvert en 2015 par la Commission européenne et clos ce jeudi 1ᵉʳ octobre : elle reprochait à EDF une position dominante dans l’hydro et l’absence de remise en concurrence des concessions échues. Depuis des années, les techniciens de barrages témoignaient de l’impossibilité de se projeter dans des travaux d’envergure et de moderniser l’ouvrage, sous risque de perdre la concession dans la foulée.

Pour en sortir, les ouvrages de plus de 4,5 MW passent du régime de la concession à celui de l’autorisation où l’État reste propriétaire mais les exploitants en place, EDF en tête, obtiennent un droit réel de 70 ans. Et en contrepartie EDF ouvrira à ses concurrents, par enchères, au moins 40 % des capacités hydroélectriques installées. La Commission de régulation de l’énergie consulte encore sur les modalités de ces enchères.

Les nouvelles STEP vont pouvoir voir le jour

Sur les ouvrages existants, Bercy attend 2,8 GW de capacités supplémentaires, dont 1,7 GW de stockage (1,5 GW chez EDF d’ici 2035). La consultation a déjà été lancée, juste après les travaux exploratoires démarrés sur la STEP de Montézic en Aveyron. Ici, aucun nouveau bassin n’est prévu, mais une augmentation de puissance de 460 MW grâce à une nouvelle centrale souterraine creusée à côté de la STEP existante, qui fait déjà 920 MW. La concertation publique court jusqu’au 5 novembre avant cinq ans de travaux.

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En mal de souveraineté, l’Europe a besoin d’une solidarité forte entre ses différents membres pour espérer retrouver une place centrale, tant dans le monde du numérique que dans celui de l’énergie. La récente décision de l’allemand Ecosia de quitter Mistral AI ne va pas dans ce sens. 

Cela devait être une belle histoire à l’européenne. En mai dernier, le moteur de recherche allemand Ecosia, qui utilise ses bénéfices pour financer des actions climatiques, abandonnait OpenAI pour ses résumés et son chatbot au profit de Mistral AI, le champion français de l’intelligence artificielle.

Mais seulement quelques mois après ce nouveau partenariat européen, Ecosia vient de créer la surprise en annonçant abandonner Mistral AI, pour se tourner vers des modèles d’IA open-source chinois hébergés par la plateforme allemande Melious. Pour expliquer ce changement brutal de cap, le fondateur d’Ecosia, Christian Kroll, a d’abord avancé les arguments du prix et de la performance, indiquant que Mistral AI était en retard sur certains concurrents. Outre ces problèmes de performances, le changement permettrait, toujours selon Christian Kroll, à Ecosia de diviser ses coûts par deux.

La lignite allemande préférée au nucléaire français

Néanmoins, d’autres arguments avancés par Christian Kroll sont pour le moins surprenants. Ce dernier aurait ainsi expliqué que l’utilisation de Mistral ne correspondait pas aux objectifs environnementaux du moteur de recherche. Comprenons que dans le cas présent, le nucléaire fait tâche.

Entraînée et hébergée en France, Mistral AI bénéficie pourtant du mix électrique largement décarboné de la France, annoncé à 19,6 g de CO2eq/kWh sur l’année 2025 par RTE. À l’inverse, les nouveaux modèles IA d’Ecosia reposent sur le mix électrique allemand, d’une intensité carbone de 298 g de CO2 équivalent par kWh, et ont été entraînés en Chine, où l’intensité carbone est de 485 gCO2eq/kWh sur l’année 2025 (selon Electricity Maps) !

Face à ce constat, il est très difficile de ne pas voir un choix principalement politique dans la décision d’Ecosia de préférer des modèles chinois. D’ailleurs, Christian Kroll a également évoqué le manque de souveraineté de l’IA made in France à cause de ses investisseurs internationaux, un autre argument justifiant difficilement le choix de modèles chinois.

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L’éolienne à quatre mâts d’Eolink verra-t-elle un jour le jour ? La réponse est de moins en moins certaine. Après de nombreux retards sur l’assemblage de son prototype, la startup vient d’être placée en redressement judiciaire et doit trouver un repreneur pour survivre. 

Les temps sont durs pour la startup anglo-française Eolink. Fondée en 2015, elle travaille depuis plus de 10 ans à la conception d’une éolienne spécifiquement conçue pour la pleine mer. Alors que son démonstrateur de 5 MW est enfin prêt à être assemblé sur le port de Brest, avec deux ans de retard, la startup vient finalement d’être placée en redressement judiciaire et cherche désormais un repreneur.

L’entreprise a annoncé cette nouvelle sur le réseau social LinkedIn, en indiquant qu’il y avait deux opportunités distinctes. La première consiste en la reprise des capacités de conception de l’entreprise, qui sont parfaitement adaptées aux secteurs de l’éolien offshore flottant, de l’industrie navale et offshore. Ces capacités de conception intègrent des méthodes, des logiciels et des brevets.

Que va devenir le démonstrateur qui devait être assemblé à Brest ?

En parallèle, l’entreprise propose à la vente son démonstrateur de 5 MW, dont tous les composants sont stockés à Brest en attente d’être assemblés. Une fois montée, l’éolienne doit mesurer 150 mètres de haut en bout de pale pour 50 mètres de côté. Ses ancrages en mer sont déjà en place, sur le site SEM-REV, au large du Croisic. Évidemment, il est possible pour un repreneur de combiner les deux opportunités.

Difficile de savoir ce que va devenir cette éolienne innovante, mais l’histoire d’Eolink rappelle tristement celle de Sabella, ce spécialiste français de l’hydrolien qui avait été placé en liquidation judiciaire en janvier 2024. Quelques mois plus tard, son prototype d’hydrolienne D10, installé au large d’Ouessant, avait tout de même trouvé un repreneur. Espérons que l’issue du dossier Eolink soit plus positive.

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Dans l’Aveyron, EDF lance les premiers coups de pioche du colossal projet d’extension de la station de pompage-turbinage de Montézic. Ce chantier, qui consiste notamment à creuser une seconde centrale souterraine, ajoutera 460 MW de puissance aux 920 MW existants. Les travaux de reconnaissance viennent de débuter.

Avant de percer une centrale électrique au cœur d’une montagne, il faut savoir ce qu’il y a dedans. C’est tout l’enjeu du chantier lancé en juin 2026 dans la vallée de la Truyère, où le groupe NGE, prestataire d’EDF, perce les premières galeries de reconnaissance du projet Montézic 2. Un chantier de 24 mois qui a discrètement commencé en juin 2026.

Le site aveyronnais abrite déjà une station de transfert d’énergie par pompage (STEP) de 920 MW (voir notre reportage). Le principe est simple : deux bassins placés à des altitudes différentes, de l’eau pompée dans le bassin supérieur quand l’électricité est abondante, puis turbinée dans le bassin inférieur lors des pics de consommation. Montézic 2 ajouterait 460 MW à cet ensemble, soit la moitié de la puissance actuelle, sans modifier la capacité des bassins.

Sonder les roches avant de creuser la centrale souterraine

Si cette extension n’a pas encore obtenu tous les feux verts de l’État, EDF anticipe. L’électricien national a ainsi confié à NGE les travaux de reconnaissance du terrain. Le but du chantier est d’ausculter la roche : caractéristiques géologiques et hydrogéologiques, stabilité, présence d’eau. Ces données serviront à sécuriser la conception des futurs ouvrages et à affiner les choix techniques avant de s’engager sur des travaux autrement plus lourds. Sont donc prévus une galerie d’accès de 727 mètres, deux galeries exploratoires de plus de 550 mètres cumulés, soit 1 280 mètres au total, complétés par des sondages et essais géotechniques.

Le creusement se fait à l’ancienne, à l’explosif, méthode toujours adaptée aux roches dures du massif. S’ajoutent l’aménagement des plateformes de chantier et des réseaux provisoires, puis la gestion de 75 000 m³ de déblais, que NGE promet de valoriser au plus près du site. Des opérations de revégétalisation et de stabilisation des sols sont également prévues.

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Quand on n’a pas (ou presque pas) de mine de lithium, on a des idées. Pour produire des batteries lithium en France, une startup a décidé de puiser sa matière première dans nos déchets, et de faire des batteries usagées une véritable ressource. 

Faire du neuf avec du vieux. Voilà un adage que la startup française VoltR a pris au pied de la lettre. Basée à Verrières-en-Anjou, non loin d’Angers, l’entreprise s’est donné pour mission de donner une deuxième vie aux batteries lithium. Pour cela, elle collecte, diagnostique et remet à neuf des batteries. Ces nouvelles batteries peuvent alors être utilisées pour de nombreux usages comme l’outillage, la domotique, la micromobilité ou encore le stockage mobile.

Son dispositif, lancé en 2022, a permis la remise sur le marché de 20 000 packs de batteries. Forte de cette réussite, l’entreprise vient de lever 22 millions d’euros, dont 16 millions d’euros proviennent de BPIFrance et de Decathlon Pulse, la filiale d’investissement du célèbre équipementier sportif. Cette levée de fonds devrait permettre de doubler la surface de l’usine et de multiplier par six la production d’ici deux ans.

Chaînon critique de l’économie circulaire

Face à une chaîne d’approvisionnement stratégique très dépendante des importations, VoltR propose une alternative qui renforce la souveraineté nationale, tout en limitant l’impact des batteries sur l’environnement en maximisant leur durée de vie.

Grâce à l’industrialisation de son procédé, VoltR espère faire émerger en Europe une chaîne de valeur circulaire complète, depuis la collecte jusqu’au recyclage de la matière quand la réutilisation n’est plus possible.

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Projet central du corridor de transport d’hydrogène H2Med, le pipeline Hy-fen qui doit traverser la France du nord au sud se concrétise avec le début de la consultation publique. Il doit permettre d’alimenter les industries gourmandes en énergie du nord de l’Europe grâce à de l’hydrogène zéro carbone produit dans la péninsule ibérique. 

820 kilomètres. Voilà la longueur du pipeline Hy-Fen, que Natran prévoit de construire à travers la France. Partie intégrante du projet européen H2Med, ce pipeline doit permettre de transporter 2 millions de tonnes d’hydrogène par an depuis le sud de la France jusqu’en Allemagne. Mais avant la mise en service, prévue en 2032, Natran a du pain sur la planche. L’ex-GRTGaz doit transformer un fuseau de 4 à 6 kilomètres en un tracé précis, d’une dizaine de mètres de largeur seulement. Le tracé définitif devra prendre en compte un ensemble de contraintes des territoires traversés et des autres grands projets potentiellement prévus.

Pour l’heure, une consultation est en cours auprès des 512 communes françaises concernées, et devrait se terminer le 20 décembre 2026. Le pipeline doit démarrer à Fos-sur-Mer et rejoindre la frontière allemande, en passant par la région PACA, l’Occitanie, l’Auvergne-Rhône-Alpes, la Bourgogne-Franche-Comté et le Grand Est. Le début des travaux est espéré pour 2030.

Un vaste corridor à travers l’Europe

Le pipeline Hy-fen est une partie intégrante du projet H2Med, un ensemble d’interconnexions destinés à faciliter le transport d’hydrogène décarboné produit en Espagne et au Portugal, pour alimenter des complexes industriels difficiles à décarboner dans le nord de l’Europe. L’objectif est d’atteindre 2 millions de tonnes d’hydrogène par an, soit 10 % de la consommation européenne estimée. Ce corridor est composé, entre autres, du projet BarMar, censé relier Barcelone et Marseille.

Dans ce projet, la France joue un rôle central pour le transport de l’hydrogène, mais également potentiellement pour son utilisation. Le développement de l’hydrogène pourrait permettre de décarboner des industries comme la sidérurgie, la chimie ou les carburants de synthèse, en particulier au nord du pays.

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Le parc éolien offshore d’Oléron a peut-être du plomb dans l’aile, mais cela n’empêche pas les communes de l’île de miser sur une électrification totale d’ici 2050 pour gagner en autonomie. Cette ambition est un immense défi, car l’île ne produit presque pas d’électricité et a des besoins importants en énergie fossile pour le chauffage des bâtiments, le transport et les activités maritimes. 

La plus grande île française métropolitaine après la Corse vient de rejoindre la liste des 100 territoires pionniers de l’électrification du pays. Cette annonce vient sceller les ambitions d’une île qui veut atteindre l’autonomie énergétique d’ici 2050. Pour cela, c’est le solaire qui devrait être privilégié. Il faut dire que l’île bénéficie de bonnes conditions d’ensoleillement, qui devraient lui permettre de produire une grande partie de ses besoins électriques.

À ce jour, l’île dépend presque exclusivement du continent pour ses besoins en énergie. Elle ne dispose que d’un petit mégawatt-crête de capacité de production solaire, pour une production équivalente à la consommation de 1000 personnes.

10 000 m² de panneaux solaires

Pour mener à bien cette ambition, l’intercommunalité locale a lancé le projet Solair’IO, qui repose sur le déploiement de 10 000 mètres carrés de panneaux photovoltaïques afin de couvrir 40 % des besoins en électricité d’une centaine de bâtiments publics. Il faudra cependant veiller à « ne pas consommer d’espaces naturels ou détruire les paysages de l’île », a indiqué Christophe Sueur, premier vice-président de la Communauté de communes Oléronaise et maire de Saint-Pierre-d’Oléron.

En parallèle, l’électrification de l’île devrait passer par la sortie de l’usage du fioul domestique, et par le déploiement de bornes de recharge rapide. D’ailleurs, la mobilité électrique doit être renforcée, y compris dans le domaine maritime. Afin d’optimiser l’usage de l’énergie solaire, des solutions de stockage de l’électricité pourraient être envisagées.

100 territoires pionniers de l’électrification

Plus qu’un simple effet d’annonce, le dispositif « 100 territoires d’électrification » vise à créer des procédures et des automatismes pour permettre une accélération de l’électrification à l’échelle nationale. Le dispositif, dont les lauréats ont été annoncés au début du mois, comprend un accompagnement renforcé de l’État. Cet accompagnement passe par un accès facilité aux dispositifs existants, mais également à des services d’ingénierie pour faire émerger et accélérer les projets. Les territoires en question pourront également bénéficier d’un appui concernant la communication et la sensibilisation.

L’île d’Oléron a du pain sur la planche, car au-delà de l’électrification des bâtiments, qui comprend la sortie du fioul ou du gaz, il faudra également électrifier les mobilités, ainsi que les activités.

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Prêt à taux zéro pendant le chantier, fiscalité allégée, risque de taux transféré à l’État : le projet de budget 2027 déroule le tapis rouge aux six premiers EPR2. Reste à savoir combien ça coûtera.

On savait que le Livret A financerait les futurs réacteurs d’EDF. On sait désormais à quelles conditions. Et elles sont généreuses. Le projet de loi de finances pour 2027 crée un programme budgétaire qui, en tout cas, fait la part belle au nouveau nucléaire. Et que l’État paie, à la place d’EDF, une partie des intérêts du prêt que lui accorde la Caisse des dépôts.

Ce prêt, garanti par l’État, couvre 60 % d’un chantier dont le devis dépasse les 70 milliards d’euros. Tant que les réacteurs sont en construction, l’électricien ne verse pas un centime d’intérêts. Une fois qu’ils produisent, le taux passe à 3 %. Fixe, quoi qu’il arrive. Le capital, lui, sera remboursé sur trente-cinq ans.

Qui paie quand le Livret A augmente comme cela devrait être le cas ?

Pas EDF. Car l’argent prêté a un coût variable : il suit le taux du Livret A, majoré d’un point. L’État joue donc l’amortisseur. Pendant le chantier, il règle tout à la Caisse des dépôts. Ensuite, tout dépend du taux du livret préféré des Français. Si son taux dépasse 2 %, le contribuable complète. S’il passe en dessous, c’est EDF qui reverse la différence à l’État. Un contrat pour différences, finalement.

D’après des simulations de Bercy relevées par Contexte, le total des intérêts irait d’une quarantaine de milliards d’euros dans un scénario de taux bas à près de 90 milliards en cas de gros retard. Du simple au double dans l’étude d’impact du projet de loi des finances.

Un coup de pouce fiscal présent dans le PLF

La taxe sur les installations nucléaires, sans changement de règle, les EPR2 l’auraient payée plein pot dès leur autorisation, des années avant de produire leur premier kilowattheure. Ils bénéficieront finalement du tarif réduit, celui des installations à l’arrêt, jusqu’à leur mise en service. Les petits réacteurs modulaires et les sites de gestion des déchets en profiteront aussi.

En commission, là où le PLF est discuté actuellement, insoumis et écologistes ont réclamé la suppression pure et simple des deux mesures. Ils dénoncent un transfert des risques vers l’État. À défaut, LFI veut une clause de remboursement si les réacteurs s’avèrent plus rentables que prévu. Le groupe défend aussi, pour le principe, un grand plan pour les énergies renouvelables à la place des EPR2.

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Pour répondre au défi de la décarbonation des transports collectifs, la région Centre-Val de Loire mise sur le retrofit de ses cars scolaires. Cette solution, encore peu déployée, pourrait rendre l’électrification des usages plus abordable d’un point de vue financier. 

La décarbonation du secteur du transport routier est une équation difficile à résoudre, en particulier au sujet des poids lourds. Les collectivités territoriales sont confrontées à cette problématique à travers le ramassage scolaire et le transport interurbain, aujourd’hui assurés presque exclusivement par des autocars à propulsion diesel.

En Centre-Val de Loire, une expérimentation a été lancée en 2022 autour du rétrofit de ces autocars diesel en partenariat avec l’entreprise de transport Transdev. L’objectif est de réduire drastiquement les émissions de CO2 de ces missions, sans pour autant devoir investir dans des véhicules électriques neufs, au tarif souvent prohibitif. Après de premières conversions réussies, la région passe à la vitesse supérieure en inaugurant un atelier de conversion.

192 kWh pour 150 km d’autonomie

Pour en arriver là, de nombreuses étapes ont dû être franchies, comme l’homologation du premier autocar rétrofité d’Europe. L’opération a été réalisée en 2023 par l’entreprise française Retrofleet, qui a remplacé le groupe motopropulseur diesel d’un Iveco Crossway pour le remplacer par un moteur électrique Dana TM4 et un ensemble de 192 kWh de batterie LFP. Avec ce nouveau matériel, l’autocar est bridé à 90 km/h et affiche une autonomie de 150 km.

C’est peu, mais c’est aujourd’hui l’une des rares solutions pour éviter les émissions de CO2 pour ce type de véhicule. D’ailleurs, Retrofleet annonce une réduction des émissions de l’ordre de 87 %, pour une durée de vie surprenante de 40 ans en usage scolaire. Fort de cette première réussite, la région et Transdev visent désormais la conversion de 20 autocars supplémentaires grâce au nouvel atelier installé à Château-Renault, entre Tours et Blois.

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Le déploiement des pompes à chaleur comme principal moyen de chauffage des logements fait partie intégrante du plan d’électrification français. Néanmoins, le remplacement d’une chaudière à énergie fossile par une pompe à chaleur nécessite souvent un budget important, et n’est pas à la portée de tous. Pour aider les foyers les plus modestes, le gouvernement vient de lancer une nouvelle subvention, sous une forme qui se rapproche du « leasing social » mis en place pour les voitures électriques.

Annoncé en juillet par la ministre de l’Énergie Maud Bregeon, ce dispositif à destination des ménages modestes n’a de leasing que le nom. Contrairement à ce qui se pratique dans l’automobile, la location longue durée (ou leasing) d’une pompe à chaleur est un mode de financement qui permet de remplacer une chaudière au gaz, au fioul ou au charbon par une pompe à chaleur. Le foyer devient propriétaire de l’appareil dès son installation.

Avec ce mode de financement, chaque ménage bénéficiant du leasing doit verser un paiement mensuel comprenant le reste à charge de l’appareil, son entretien et, en option, un abonnement d’électricité. Pour éviter un coût trop élevé, la règle imposée par le gouvernement est simple : ce paiement ne doit pas dépasser la dépense d’énergie mensuelle d’avant travaux. L’offre est réservée aux revenus modestes ou très modestes.

Six groupements d’entreprises sélectionnés par l’État

Pour mener à bien ce programme d’aide, le gouvernement a sélectionné 6 groupements d’entreprises, à savoir :

• Effy et Octopus Energy,
• Hellio, Akea Énergies, Winter, Alpiq et Cofidis,
• Saunier Duval, Alterna Énergies et Cofidis,
• Izi by EDF et Domo Finance,
• Engie et HelloWatt,
• Sonepar et TotalEnergies.

Notons que chaque offre proposée par ces groupements doit comprendre une pompe à chaleur air/eau après étude du logement, un contrat de maintenance d’au moins trois ans qui couvre l’entretien courant et les pannes, et la prise en charge des demandes d’aides et le financement du reste à payer. Une offre d’électricité à prix fixe pendant trois ans est également comprise, mais peut être refusée par le propriétaire.

La fourchette d’installation attendue par le gouvernement d’ici fin 2028 ne cesse d’évoluer. Si on parlait de 20 000 à 35 000 PAC mises en service en deux ans, l’objectif aurait finalement été relevé à 55 000.

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Marché SPOT, day-ahead, long terme, infrajournalier. Voilà autant de notions qui sont évidentes pour les habitués du marché de gros de l’électricité, mais qui ressemblent à du chinois pour le commun des mortels. Dans cet article, nous revenons sur le fonctionnement du marché de l’électricité à l’échelle européenne, et sur les méthodes qui permettent d’en calculer le prix. 

Le prix de l’électricité fait souvent la une de l’actualité. Il illustre parfaitement les conséquences financières des tensions géopolitiques, des enjeux de la décarbonation et même du changement climatique. Pourtant, tout le monde ignore comment il est établi, et surtout à quoi il fait référence. C’est donc l’heure de faire un point sur le marché de gros de l’électricité, et sur les raisons pour lesquelles chaque Français risque d’y prêter de plus en plus attention.

En simplifiant la situation française, on distingue deux types de marchés : le marché à long terme et le marché SPOT, qui permet des ajustements plus fins au jour le jour. Cette combinaison des deux permet d’atteindre un équilibre constant entre l’offre et la demande. Ce dernier est ensuite affiné en temps réel par RTE, le gestionnaire français du réseau d’électricité.

Les principaux acteurs du marché de l’électricité

Avant de rentrer dans le vif du sujet, il faut d’abord revenir sur les différents acteurs qui animent ce marché. On retrouve :

• Les producteurs d’électricité, qui négocient et vendent la production de leurs centrales électriques. Par exemple : EDF, TotalEnergies ou encore Engie.
• Les fournisseurs d’électricité, qui négocient et s’approvisionnent en électricité pour ensuite la vendre à des clients finals pour leur consommation.
• Les négociants, qui achètent spécifiquement de l’électricité pour la revendre ensuite, permettant ainsi de favoriser la liquidité du marché.
• Les opérateurs d’effacement, qui valorisent la consommation évitée de ses clients en cas de manque de production.

Ces quatre acteurs effectuent des échanges et des transactions sur des bourses, ou de gré à gré.

Le marché à long terme, socle financier du marché de l’électricité

Pour ces échanges et ces transactions, on retrouve d’abord les produits à terme. Les différents acteurs du marché de l’électricité peuvent conclure des contrats sur les semaines, mois et même années à venir. Ces contrats permettent de sécuriser un approvisionnement sur le long terme, d’éviter les mauvaises surprises à cause d’un prix au jour le jour trop élevé. Enfin, ce type de contrat permet de s’assurer un approvisionnement en électricité bas carbone.

Parmi les exemples récents de contrats sur le long terme, il y a les récents accords passés entre EDF et de grands consommateurs comme ArcelorMittal, Lafarge ou TotalEnergies, grâce au contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN). Notons que les volumes enregistrés sur les marchés à terme ont atteint 1897 TWh en 2025 pour une consommation d’électricité de seulement 451 TWh. Cela s’explique par le fait que chaque MWh peut faire l’objet de plusieurs transactions entre le producteur, le fournisseur et un potentiel négociant. De plus, ces contrats servent souvent de couverture, mais ne correspondent pas forcément à des MWh physiques.

De ce fait, les ajustements sont nombreux. À cela s’ajoutent des acteurs purement financiers qui prennent temporairement des positions pour les échanger plus tard.

Le marché SPOT au cœur de l’équilibre offre/demande

Au-delà des marchés à long terme, le SPOT est un marché de l’électricité à très court terme. Il permet d’acheter et de vendre de l’électricité pour le lendemain ou le jour même. Il se compose de deux segments, le day-ahead et le intraday.

Day-ahead, ou marché journalier

C’est ce marché qui fixe le prix de référence de l’électricité. Chaque jour, les acteurs (producteurs et consommateurs) du marché fixent des ordres pour toute la journée du lendemain, ce qui aboutit à une enchère journalière unique, de dimension européenne, qui confronte offre et demande. Les capacités de production sont classées selon la règle du merit order (les MWh les moins chers sont choisis en premier) jusqu’à atteindre le niveau de consommation estimé. Pour illustrer, quand les besoins s’élèvent à 60 GW d’électricité, la production peut se présenter de cette manière :

• 45 GW de volume cumulé de nucléaire, dont le coût est de 50 €/MWh.
• 13 GW d’hydroélectricité, dont le coût est de 70 €/MWh.
• 2 GW de centrales à gaz, dont le coût est de 160 €/MWh.

Le dernier producteur nécessaire pour équilibrer le système, souvent appelé centrale marginale, fixe le prix pour l’ensemble des MWh retenus sur cette période. Dans notre exemple, cela signifie que les 60 GW de production seront rémunérés à 160 €/MWh. Conséquence de ce mode de fonctionnement, lors des épisodes de forte consommation, même les moyens de production au coût très élevé sont mobilisés, ce qui engendre une forte hausse des prix.

Notons que les MWh échangés sur le marché spot day-ahead ne sont qu’une fraction de la consommation d’électricité totale française. En 2025, 139 TWh d’électricité ont été achetés via le marché day-ahead, sur une consommation totale de 451 TWh.

Intraday, ou marché infrajournalier

Pour finir, afin d’affiner avec précision l’équilibre entre offre et demande, il existe un autre marché SPOT, l’intraday, qui prend la forme d’un marché continu et permet d’ajuster presque en temps réel les capacités de production aux besoins de consommation, jusqu’à une heure avant la livraison effective du MWh d’électricité. Il existe également trois enchères par jour dédiées à la maille de 15 minutes.

Abonnement à tarification dynamique, l’avenir de la fourniture d’électricité pour les particuliers ?

Jusqu’à récemment, pour les Français, ce marché de gros de l’électricité n’avait que peu d’incidence sur la facture d’électricité à la fin du mois, mais cela pourrait changer dans les années à venir. Le déploiement massif de capacités de production d’électricité renouvelable a eu pour effet d’augmenter fortement la volatilité du prix de l’électricité. Du printemps à l’automne, il n’est pas rare de voir le prix de l’électricité passer de 0 €/MWh à plus de 200 €/MWh sur la journée.

Cette grande volatilité est un inconvénient pour certaines situations, mais peut également être un avantage pour tous les acteurs de flexibilité qui ont des capacités de stockage. Or, le marché des batteries domestiques progresse, tandis que certains fournisseurs d’électricité commencent à proposer des abonnements à tarification dynamique. Comprenez que le prix proposé est indexé au prix SPOT day-ahead.

La combinaison des deux permet, en théorie, à chacun d’acheter de l’électricité quand elle est la moins chère pour la réutiliser pendant les périodes de tensions énergétiques. Cette solution pourrait permettre une baisse de la facture d’électricité, tout en participant de manière concrète à l’équilibre du réseau.

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Saturation des réseaux, règles d’urbanisme : l’installation d’une centrale photovoltaïque ne s’improvise pas et relève de plus en plus du casse-tête que de la simple prospection. Pour aider les développeurs de projets à trouver de nouveaux emplacements, une société a mis au point une plateforme interactive qui fait ces recherches automatiquement grâce à l’IA. 

À mesure que les énergies renouvelables se développent en France, trouver des emplacements pour installer de nouveaux projets devient de plus en plus difficile. Pour faciliter le travail des développeurs de projets, la société norvégienne Glint Solar vient de lancer Land Screening, une plateforme en ligne qui permet de déterminer des sites potentiels pour installer des centrales photovoltaïques et/ou des batteries de stockage.

Fonctionnant notamment grâce à l’IA, cette plateforme en ligne considère de nombreuses données comme les infrastructures réseaux et leur capacité d’accueil, les zonages d’urbanisme, la topographie et d’autres contraintes de développement. Selon l’entreprise, ce nouvel outil permet de scanner l’ensemble du territoire français pour éviter de perdre du temps lors d’interminables phases de prospection.

Les résultats obtenus, à l’échelle de la parcelle, permettent ensuite de faire une analyse de terrain plus précise pour limiter les risques de refus de permis. Déjà utilisée par des acteurs majeurs du photovoltaïque comme TotalEnergies ou Photoshop, la plateforme aurait fait augmenter le taux d’obtention de permis de 30%.

Des réseaux de plus en plus saturés

Ce type d’outil est d’autant plus important que les capacités de raccordement sont toujours plus limitées, la faute à un réseau qui commence à saturer. Contrairement aux grandes centrales thermiques ou nucléaires, les énergies renouvelables sont généralement installées sur des sites où les besoins en électricité sont modestes. De ce fait, les infrastructures locales de transport d’électricité sont souvent rapidement saturées.

De cette situation résultent des délais de raccordement qui s’allongent. Heureusement, des investissements massifs en la matière sont prévus pour les 15 prochaines années. Mais la situation ne devrait pas se débloquer du jour au lendemain.

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