Une étude de l’IFOP pour Engie et la Fondation Jean-Jaurès révèle que les français sont massivement favorables aux énergies renouvelables, toutes sensibilités politiques confondues.

Une proposition de loi Gremillet, visant à fixer les objectifs énergétiques de la France, a récemment enflammé le Parlement. Moratoire évité de justesse, passes d’armes entre camps politiques… Les choix énergétiques restent plus que jamais un enjeu politique. Les élus nationaux opposent les modes de production d’électricité entre eux, oubliant que la priorité demeure la décarbonation du mix énergétique — et que les Français, eux, plébiscitent toutes les énergies propres.

Les Français n’opposent plus le nucléaire aux renouvelables

Selon le sondage « Énergies : que veulent vraiment les Français ? », réalisé par l’IFOP pour Engie et la Fondation Jean-Jaurès en avril 2025 auprès de près de 12 000 personnes, 84 % des Français ont une bonne image des énergies renouvelables, dont 26 % une très bonne image.

Les sources les plus populaires restent le solaire et l’hydraulique (89 % d’opinions favorables), suivies de la géothermie (87 %), du biogaz (81 %) et de l’éolien terrestre et offshore (78 %). Même le nucléaire conserve une image positive pour 61 % des sondés. Les Français ne raisonnent donc plus en termes d’opposition entre technologies : 56 % souhaitent un mix associant nucléaire et renouvelables, jugé plus sûr et plus souverain.

L’extrême droite critique, mais pas leurs électeurs ?

L’étude met en lumière un paradoxe intéressant : les électeurs du Rassemblement national (RN), dont les dirigeants — comme ceux des Républicains — s’opposent par principe à l’éolien, se montrent majoritairement favorables aux énergies renouvelables (77 %).

Certes, ils conservent une meilleure image du nucléaire, mais 68 % restent favorables à l’éolien. Et même à gauche, 53 % des personnes interrogées se déclarent favorables au nucléaire (contre 61 % pour l’ensemble des sondés).

Les riverains plus favorables aux projets locaux

Autre enseignement du sondage : la proximité avec les installations renforce l’adhésion, de manière parfois surprenante. Les riverains de parcs éoliens ou solaires adhèrent plus largement aux énergies renouvelables que ceux qui n’en côtoient pas.

Habitués à ces projets, ils en perçoivent mieux les retombées économiques locales et les créations d’emplois. Mais aussi, ils en identifient plus nettement les effets négatifs, preuve d’un rapport concret et nuancé à la transition énergétique.

L’article Les Français, même d’extrême droite, aimeraient les éoliennes et panneaux solaires est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Dix gigawattheures ont été attribués lors du premier appel d’offres (AO) batterie en Italie à un prix garanti de 13 000 € par MWh. C’est le premier appel d’offre de ce genre lancé par le gestionnaire du réseau italien Terna dont le français ZE Energy fait partie.

L’opérateur italien du réseau de transport Terna a annoncé, le 30 septembre 2025, les résultats de la première enchère MACSE (le mécanisme de gestion de la capacité de stockage d’électricité en Italie) pour déployer des batteries à grande échelle. Avec ce dispositif, Terna garantit aux investisseurs un revenu fixe pendant quinze ans en échange de la mise à disposition d’une capacité de stockage pilotable pour le système électrique.

13 millions d’euros le gigawattheure

Le prix moyen de rachat, pondéré selon les volumes et les prix attribués dans les différentes régions, s’établit à 12 959 €/MWh/an, bien en deçà de la prime de réserve à 37 000 €/MWh/an. Cette prime de réserve est le plafond fixé au‑delà duquel le gestionnaire du réseau de transport n’accepte pas d’offres.

Selon Terna, le dispositif devrait mobiliser environ un milliard d’euros d’investissements privés. Les projets sélectionnés entreront en service en 2028. Les zones du sud de la péninsule, la Sicile et la Sardaigne — où la production solaire est la plus abondante — concentrent la majorité des projets retenus. C’est là que les congestions locales sont les plus fortes. Développer les batteries permet de réduire la nécessité de coûteux renforcements du réseau dans l’immédiat.

Un français parmi les lauréats

Le français ZE Energy fait partie des lauréats avec 98,5 MW et 832 MWh, pour un prix de 13 750 €/MWh/an. Dans le milieu des batteries, en Italie comme en France, les appels d’offres sont souvent remportés par les grands énergéticiens. Enel Produzione s’est vu attribuer 5,2 GWh (la moitié du volume total) ; viennent ensuite ACL Energy (2,1 GWh) et Solar Challenge 4 (832 MWh).

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Une vaste étude menée par l’ADEME sur cent installations de pompes à chaleur (PAC) en maisons individuelles confirme leur efficacité énergétique et climatique réelle. Si leur pilotage pourrait encore être optimisé, les résultats plaident clairement pour un déploiement massif de cette technologie afin de décarboner le parc résidentiel.

Les pompes à chaleur (PAC) sont bel et bien efficaces — et pas seulement sur le papier, conclut l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME). Dans son étude publiée en octobre 2025, l’agence a instrumenté 100 logements chauffés par des PAC, dont 90 systèmes air/eau et 10 systèmes eau/eau, installés en remplacement de chaudières fossiles. Les capteurs, enregistrant les données à la minute, ont permis d’évaluer les performances réelles de chaque appareil sur tout un hiver.

Des performances réelles élevées, confirmées sur le terrain

Les résultats parlent d’eux-mêmes pour les PAC air/eau, avec un coefficient de performance saisonnier (SCOP) moyen de 2,9, tandis que les modèles eau/eau atteignent 4,3. Autrement dit, chaque kilowattheure d’électricité consommé produit entre 3 et 4,3 kWh de chaleur utile. Certaines installations particulièrement performantes affichent même des SCOP supérieurs à 4 pour les PAC air/eau et jusqu’à 7 pour les systèmes géothermiques.

Les écarts entre la meilleure et la moins performante des PAC air/eau restent toutefois notables, le SCOP variant du simple au double. En cause : les réglages, la température de production, le type d’émetteur (plancher chauffant, radiateurs haute ou basse température) ou encore la qualité de l’installation. Les systèmes reliés à un plancher chauffant affichent une efficacité supérieure de 30 % à ceux raccordés à des radiateurs. Le climat joue également un rôle majeur : dans la zone la plus froide (H1), le SCOP moyen est inférieur d’environ 30 % à celui observé dans la zone méditerranéenne (H3).

Efficace même lors des pics de froid

Fait marquant : les PAC restent performantes même lors de vagues de froid. Le 20 janvier 2024, par exemple, avec une température moyenne de -4 °C, le COP moyen mesuré atteignait encore 2. L’étude montre aussi qu’il n’existe pas de corrélation directe entre la qualité de l’isolation du bâti et la performance de la PAC : des maisons anciennes peu isolées peuvent atteindre d’excellents rendements, à condition que la température d’eau reste inférieure à 55 °C.

Concernant l’eau chaude sanitaire, les résultats sont plus contrastés : le SCOP moyen est de 2 pour les PAC air/eau et de 2,3 pour les modèles eau/eau. L’ADEME souligne d’importantes marges d’amélioration, notamment sur les résistances d’appoint et les consommations en veille.

Rapidement amortie grâce aux aides

L’agence s’est également penchée sur la rentabilité économique. Le surcoût d’une PAC par rapport à une chaudière gaz est amorti en deux ans avec les dispositifs d’aide tels que MaPrimeRénov’ et les CEE, et en six ans sans subvention, sur la base des prix actuels de l’énergie.

L’ADEME recommande plusieurs actions pour améliorer encore les performances : meilleur réglage des lois d’eau, réduction du cyclage, optimisation des circulateurs et maintenance systématique. Ces optimisations pourraient, selon l’étude, faire gagner jusqu’à un point de SCOP supplémentaire.

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Sur le marché de gros français, les prix de l’électricité pour livraison future dépassent les prix du jour. Ce phénomène est particulier, la trajectoire étant baissière chez nos voisins européens.

Dans un marché énergétique sain, le prix spot (celui de l’électricité livrée le lendemain) et le prix à terme (pour livraison dans six mois, un an, voire trois ans) évoluent de manière cohérente : le second reflète les anticipations de coûts futurs légèrement supérieurs pour du risque par exemple. Mais depuis plusieurs mois, la courbe française des prix de l’électricité affiche un profil anormalement croissant : les prix à terme sont nettement supérieurs au spot, dans des proportions inhabituelles. C’est ce qu’on appelle une situation de contango.

Ce terme, emprunté au vocabulaire pétrolier, désigne un marché où les acteurs paient une prime pour se protéger d’une hausse future ou compenser un risque d’indisponibilité. En clair, ils préfèrent payer plus cher aujourd’hui pour verrouiller des prix futurs jugés incertains. Les courbes d’EPEX indiquent que la France est l’un des rares marchés européens durablement en contango, quand d’autres pays (comme l’Allemagne) affichent des structures plus plates, voire en backwardation (futur moins cher que le spot).

Sur la semaine dernière, le prix moyen du contrat français pour une livraison en 2029 s’établit à 65,93 euros le mégawattheure (€/MWh), soit 4,58 €/MWh de plus que celui de 2028. Ce dernier dépasse de 3,48 €/MWh le contrat 2027, lequel reste lui-même supérieur de 1,18 €/MWh à celui de 2026.

Pas réellement d’explication à ce jour

De prime abord, cette situation est surprenante : la consommation n’augmente pas et l’offre d’électricité est toujours abondante en France (nous exportions près de 100 TWh l’année dernière). Alors est-ce une distorsion économique plutôt qu’une logique de marché ? Une raison avancée par des analystes s’appuierait sur un manque de visibilité du parc nucléaire français. Malgré les annonces de relance de la filière, le calendrier des arrêts et redémarrages reste mouvant. Le 11 juin, EDF annonçait le retour de problèmes de corrosion sous contrainte à Civaux 2.

Les opérateurs de marché intègrent donc une prime de risque sur la disponibilité future. Tant que la trajectoire de production d’EDF n’apparaît pas stabilisée, les prix à terme resteront élevés. Chaque incertitude sur une tranche nucléaire pèse mécaniquement sur les anticipations de prix à un ou deux ans.

Le contango reflète aussi l’inquiétude sur les coûts d’exploitation à venir. L’électricité française, historiquement compétitive, subit désormais la hausse du coût du capital (taux d’intérêt élevés), la flambée du prix du CO₂ sur le marché ETS européen et la montée des coûts de maintenance et de main-d’œuvre. Mais ça, c’est aussi applicable aux autres pays européens.

L’article Cette particularité française fait flamber les prix de l’électricité à long terme est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le 28 avril 2025, l’Espagne et le Portugal ont connu la pire panne électrique en Europe depuis vingt ans. Cinq mois plus tard, ENTSO-E, l’association des gestionnaires de réseaux européens, publie un rapport détaillant la chronologie et les mécanismes de cette panne ibérique. Ce fut un problème de surtension et non pas de fréquence, comme annoncé à la hâte par les commentateurs.

« C’est un black-out dû à une surtension, le premier incident de ce genre. Cela n’était jamais arrivé avant en Europe », décrit Damian Cortinas, président du conseil de l’ENTSO-E, le réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité. Le comité d’experts a rendu ses conclusions dans un rapport présenté le 3 octobre. Si des coupures massives avaient déjà frappé l’Italie en 2003 ou l’Europe du Sud-Est en 2006, jamais un effondrement complet n’avait été provoqué par un emballement de la tension sur le réseau. Le 28 avril, à 12 h 33, l’Espagne et le Portugal se sont retrouvés plongés dans le noir. La panne a paralysé la péninsule ibérique durant près de douze heures, affectant les transports, hôpitaux, télécommunications et plusieurs dizaines de millions de personnes.

Une journée banale qui termine en cauchemar

Selon le rapport paru le 3 octobre, la matinée du 28 avril s’annonçait pourtant banale : températures douces, forte production solaire et éolienne et des prix de marché au plus bas. Dès neuf heures, la volatilité des tensions sur le réseau espagnol s’accroît sans pour autant dépasser des seuils extraordinaires. À 10h30, elles augmentent puis deux vagues d’oscillations surviennent à 12h03 puis à 12h19, sur le réseau Guillena 400 kV (centre et sud de la péninsule), mobilisant les opérateurs de Red Eléctrica (Espagne) et REN (Portugal) qui ont « pris plusieurs mesures d’atténuation, telles que la réduction des exportations de l’Espagne vers la France ». Elles ont « permis de limiter les fluctuations » mais ont « entraîné une augmentation de la tension dans le système électrique ibérique » relèvent les experts.

Les fluctuations de tension, p9 du rapport d’ENTSO-E

À 12 h 32, plusieurs arrêts automatiques de centrales photovoltaïques, thermosolaires et éoliennes se déclenchent dans différentes régions espagnoles (Grenade, Badajoz, Séville, Huelva, Ségovie). En moins de 20 secondes, 2,6 GW de production renouvelable disparaissent du réseau et ces pertes déséquilibrent instantanément le système : la tension s’élève au-delà de 435 kV, déclenchant en cascade d’autres coupures. À 12 h 33, l’Espagne et le Portugal décrochent du reste du réseau continental et leur réseau s’effondre.

Décrochage du réseau espagnol, p12 ENTSO-E

Les systèmes automatiques de sauvegarde prévus pour éviter le black-out s’activent bien en Espagne et au Portugal entre 12 h 33 et 12 h 33 min 22. Mais trop tard et trop faibles, ils ne parviennent pas à contenir la surtension. Les interconnexions avec la France et le Maroc se déconnectent l’une après l’autre. En quelques secondes, le réseau ibérique s’effondre. La France, elle, ne subit qu’un impact marginal : le réacteur n°1 de la centrale nucléaire de Golfech a absorbé 426 mégavoltampères réactifs (Mvar) de puissance réactive, la STEP de Montézic en a absorbé 27 (les turbines sont des machines synchrones pouvant, lorsque l’excitation est faible, se comporter en mode inductif) et l’interconnexion France-Espagne de Baixas Santa Llogaia 870 Mvar (avec ses transformateurs notamment).

Douze heures pour rallumer la péninsule

Les gestionnaires de réseaux activent immédiatement leurs plans de « black-start » qui reposent sur quelques centrales capables de redémarrer sans alimentation externe. Mais toutes les tentatives ne réussissent pas. Des « îlots électriques » doivent être reconstruits progressivement puis synchronisés avec le réseau continental. Les premières reconnexions avec la France interviennent dès 12h43, mais la restauration complète du réseau de transport n’est achevée qu’à 0h22 au Portugal et vers 4 h du matin en Espagne le 29 avril.

L’ENTSO-E a classé cet événement niveau 3, soit le niveau le plus élevé de l’échelle. Le rapport souligne qu’aucun signal d’alerte clair n’avait été détecté par les centres régionaux de coordination en amont : les analyses de sécurité de la veille n’indiquaient aucun risque particulier. Les experts insistent sur la difficulté de collecte des données, notamment en Espagne, où certaines centrales privées n’ont pas livré l’intégralité de leurs enregistrements de défauts.

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Un rapport international révèle que les vingt principaux pays producteurs d’énergies fossiles prévoient, d’ici 2030, d’extraire presque deux fois plus de charbon, de pétrole et de gaz que ce qui serait compatible avec l’Accord de Paris.

L’expression « les gaziers », en savoyard, signifie « les amis ». Mais il n’est pas nécessaire d’être savoyard pour comprendre que les pétrogaziers ne sont pas les alliés du climat. Derik Broekhoff, chercheur à l’Institut de l’environnement de Stockholm (SEI) et coauteur de l’étude, souligne que « les gouvernements, au total, prévoient de produire beaucoup plus d’énergies fossiles que ce qui serait cohérent avec une limitation du réchauffement mondial entre 1,5 °C et 2 °C ».

Un écart grandissant avec l’Accord de Paris

Les ambitions affichées lors de la COP21 à Paris en 2015 s’éloignent chaque année davantage de la réalité des politiques énergétiques. Selon le rapport corédigé avec l’Institut international du développement durable (IISD) et l’institut Climate Analytics, les vingt principaux pays producteurs d’énergies fossiles prévoient d’extraire, d’ici 2030, 77 % de charbon, de pétrole et de gaz en plus par rapport à une trajectoire compatible avec un réchauffement limité à 1,5 °C.

En 2023, les experts estimaient déjà cet excédent à 110 %. Il atteint désormais 120 %, preuve que l’écart avec les objectifs climatiques se creuse au lieu de se réduire. Le rapport souligne que ce désalignement ne se limite pas aux prochaines années : la production de charbon devrait croître jusqu’en 2035 et celle de gaz jusqu’en 2050.

Ces pays qui veulent augmenter leur production d’énergies fossiles

Les vingt pays étudiés représentent environ 80 % de la production mondiale de combustibles fossiles. Parmi eux, dix-sept projettent d’augmenter la production d’au moins une énergie fossile dans la décennie à venir. Les auteurs pointent ainsi l’écart croissant entre les discours et les actes. Alors que plusieurs États annoncent des objectifs de neutralité carbone, leurs plans d’investissement continuent de privilégier l’expansion pétrolière et gazière ou la prolongation de l’usage du charbon.

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) rappelle que, pour respecter l’Accord de Paris, aucune nouvelle infrastructure fossile majeure ne devrait voir le jour. Or, la réalité est tout autre : projets d’exploration, nouvelles centrales à charbon et terminaux méthaniers se multiplient.

Des conséquences climatiques irréversibles

Cette dissonance a des implications directes. Selon le GIEC, chaque fraction de degré supplémentaire accroît les risques de vagues de chaleur meurtrières, de pertes agricoles et d’événements extrêmes. L’augmentation de la production fossile verrouille par ailleurs des émissions pour plusieurs décennies.

Le rapport n’épargne aucun grand producteur, qu’il s’agisse des États-Unis, de la Russie, de la Chine, de l’Inde ou des pays du Golfe. Mais il dénonce aussi la responsabilité des gouvernements qui, tout en promouvant les énergies renouvelables, continuent de soutenir leurs champions nationaux du pétrole et du gaz.

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C’est un peu le Bison futé de l’électricité. Sur la nouvelle carte interactive CartoFlux mise en ligne par le gestionnaire du réseau RTE, l’on peut observer le trafic en temps réel sur les autoroutes de l’électricité nationales. 

Sur la carte CartoFlux de RTE, l’on peut voir les grands lieux de consommation qui attendent d’être servis en électrons. Des villes, reliées aux grandes centrales par des lignes très haute tension (en rose les lignes 400 kV, en rouge les lignes 225 kV). Et sur ces lignes, des flux représentés sous forme de flèches blanches montrent le sens de propagation de l’électricité. Les pointilleux remarqueront que le courant est alternatif sur le réseau de transport, les électrons réalisant un pas en avant et un pas en arrière cinquante fois par seconde, contrairement au courant continu qui se déplace dans un seul sens.

Un coup d’œil sur les échanges d’électricité à toutes les échelles

Cette nouvelle carte interactive réunit les données d’une autre interface de RTE, Eco2Mix. Son analyse est intéressante à bien des égards. D’une part, on peut y repérer les interconnexions avec nos voisins européens : les flux sont orientés de l’Espagne vers la France – on peut supposer que la péninsule ibérique livre son électricité aux voisins européens, et donc transite par la France – et de la France vers les autres pays européens. Un zoom local est possible, permettant d’observer les flux, productions et consommation de chaque région française.

On peut aussi constater des flux orientés ouest-est (les interconnexions sont principalement à l’est, l’ouest étant un « bout de réseau »). On y voit également des gros ronds bleus, les grandes centrales nucléaires et hydroélectriques, entre autres, loin des villes, et dont les flux sont orientés du premier vers le deuxième. Il y a aussi des ronds bleus plus modestes, supposément des installations éoliennes et solaires disséminées sur le territoire ou en mer.

Si l’outil n’est pas parfait (dans l’idéal, nous aurions apprécié pouvoir consulter la tension et l’intensité en transit sur chaque ligne 225 et 400 kV et sortant des grandes centrales, par exemple), il permet d’observer en un clin d’œil l’organisation du système électrique national en temps réel. Une sorte d’echo-doppler vasculaire transposé au réseau.

L’article Cette carte animée montre les flux en direct sur le réseau électrique français est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié fin septembre 2025 une nouvelle estimation du coût complet de production de l’électricité nucléaire historique pour la période 2026-2028 : 60,3 €/MWh (prix de base 2026), soit environ 61,5 €/MWh en euros courants. Un chiffre nettement inférieur à celui estimé par EDF.

Au 31 décembre 2025, le dispositif ARENH, qui contraignait EDF à céder une partie de sa production nucléaire à des prix régulés, prendra fin. La loi de finances pour 2025 introduit, en remplacement, le mécanisme du Versement nucléaire universel (VNU), assorti d’une taxe sur les revenus du parc nucléaire d’EDF au-delà de certains seuils, afin de redistribuer aux consommateurs une partie des revenus tirés des marchés.

Pour que ce mécanisme soit crédible, la CRE est désormais chargée, tous les trois ans, d’évaluer le coût complet de production du parc nucléaire historique (installations autorisées avant le 1ᵉʳ janvier 2026).

Pour 2026-2028, la CRE décompose ainsi le coût en :

• 30,6 €/MWh de charges opérationnelles (combustible, main d’œuvre, achat …) ;
• 28,3 €/MWh de charges d’investissement / capital (amortissements, rémunération des actifs selon un coût moyen pondéré du capital (CMPC), coût de stockage des combustibles) ;
• et 1,5 €/MWh de rattrapage retraites.

La CRE a retenu une trajectoire de production de 362 TWh sur la période, avec un taux de disponibilité moyen de 73,2 %. Pour 2029-2031, le coût complet est estimé à 63,4 €/MWh (prix 2026), ou 68,4 €/MWh en valeurs courantes.

EDF n’est pas d’accord avec ce calcul

EDF conteste l’estimation de la CRE et présente un coût beaucoup plus élevé à 79,6 €/MWh (2026-2028) et 81,5 €/MWh (2029-2031) aux conditions économiques de 2026.

Ce niveau prendrait davantage en compte les incertitudes liées à l’environnement concurrentiel européen et les coûts de renouvellement ou maintenance non pleinement internalisés dans l’approche de la CRE, tacle EDF. Pour la CRE, la différence s’explique par un changement méthodologique — notamment dans la valorisation du capital et le périmètre considéré — ainsi que par des « effets minorants » qui compenseraient l’inflation. Le régulateur nuance que ces valeurs ne constituent pas un « prix » de vente, mais un coût de référence dans le cadre réglementaire envisagé.

Ce coût de 60,3 €/MWh est important pour déclencher le VNU : au-delà d’un seuil fixé sur cette base, EDF serait taxable à 50 % et, à un deuxième niveau, à 90 % de ses revenus nucléaires.

Même en l’absence de conclusions définitives, ce coût de production est jugé « contenu » par la CRE bien qu’il soit inférieur au calcul d’EDF.
Certains observateurs estiment néanmoins que si les marchés de l’électricité flambent, EDF pourrait être exsangue ou dissuadé d’investir, faute de marge suffisante.

L’article Voici le vrai coût de l’électricité nucléaire produite en France (et il n’est pas cher) est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

À compter du 30 septembre, le marché de gros de l’électricité bascule d’un pas horaire à un pas de temps de 15 minutes pour le segment Day-Ahead (marché de la veille pour le lendemain) avec pour objectif de mieux refléter les variations réelles de la production et de la consommation d’énergie. Ce changement, imposé par les règles européennes et rendu possible par des évolutions techniques, redistribue les cartes pour les producteurs flexibles, les agrégateurs et les fournisseurs. On fait le point sur ce qui change.

Ce passage au pas de temps de 15 minutes s’inscrit dans le cadre du couplage des marchés européens de l’électricité (Single Day-Ahead Coupling, SDAC). Jusqu’ici, les enchères Day-Ahead étaient structurées sur des blocs horaires de 60 minutes : les acteurs proposaient des offres pour chaque heure complète pour équilibrer offre et production d’électricité. Désormais, le marché journalier (Day-Ahead) comprendra 96 créneaux pour chaque journée, chacun correspondant à un quart d’heure.

Cette transformation technique est la suite logique d’un processus déjà entamé : le pas de temps du règlement des écarts (Imbalance Settlement Period, ISP, les responsables d’équilibre doivent s’équilibrer sur ce pas de temps) avait déjà été ramené à 15 minutes le 1ᵉʳ janvier 2025. Les interconnexions attendront ce pas de 15 minutes au 1ᵉʳ janvier 2026.

Le basculement du marché journalier était initialement prévu à l’été 2025, mais à cause de retards techniques et de préparations incomplètes chez certains opérateurs (nommés NEMOs pour Nominated Electricity Market Operators), la date a été reportée au 30 septembre pour une livraison effective dès le 1ᵉʳ octobre 2025.

Ce qui change dans la formation des prix

Les offres et demandes seront plus granulaires : les acteurs devront affiner leurs prévisions à l’échelle du quart d’heure plutôt que de planifier sur des heures entières. Elle offre un meilleur alignement entre ce qui est programmé et ce qui est réellement injecté ou consommé.

La diminution à 15 minutes modifie les marges de manœuvre et les risques des différents participants :

• Les installations très flexibles comme les batteries sont parmi les grands bénéficiaires. Cette granularité leur permet de capter de la valeur sur des mouvements à court terme (des périodes de prix élevés localisées) qui restaient jusqu’ici « lissées » dans un prix horaire unique. Storio Energy s’en réjouit.
• Les producteurs intermittents devront affiner leur modélisation intra-heure pour mieux anticiper les variations rapides — notamment en raison des corrélations entre production élevée et prix potentiellement bas. Les progrès en météorologie devraient aider à anticiper le passage non-prévu / éclair, par exemple, d’un nuage au-dessus de panneaux solaires et le refléter sur le marché.

Des effets directement visibles ou anticipables

En multipliant les créneaux, les prix pourront varier plus fortement d’un quart d’heure à l’autre. Jean-Yves Stephan relève un comportement surprenant sur le marché pour le premier octobre, encore inexpliqué : « c’est 15 % moins cher de consommer l’électricité le dernier quart d’heure de chaque heure ».

Graphique illustrant la baisse des prix chaque dernier quart d’heure / Image : J.Y Stephan.

Un rééquilibrage des volumes entre Day-Ahead (pour le lendemain, permet aux acteurs de sécuriser une partie significative de leur besoin ou de leur production d’électricité à l’avance) et Intraday (intrajournalier, permet aux acteurs d’ajuster les positions en fonction des mises à jour des prévisions de production et de consommation) pourrait s’opérer : une partie des ajustements qui étaient jusqu’ici sur le marché intrajournalier pourrait désormais être captée directement dans le marché journalier. Ce dernier devient plus précis.

En conditions de production renouvelable forte, on pourrait observer une fréquence plus élevée de prix négatifs ponctuels (ou de creux prononcés) car le quart d’heure capte pleinement la surproduction locale. Le spread (écart entre le prix le plus faible et le plus élevé au sein d’une journée) devrait lui aussi croître.

Une meilleure intégration des énergies renouvelables intermittentes

Au-delà des aspects purement marchands, ce passage au pas de 15 minutes entraîne une granularité plus fine et améliore ainsi l’intégration des énergies renouvelables intermittentes en réduisant les écarts entre les prévisions et la réalité produite. Cela devrait aider à l’équilibrage du réseau.

Il incite aussi à une plus grande flexibilité de l’ensemble du système : les ressources flexibles (stockage, réponse de la demande…) sont mieux valorisées puisqu’elles pourront capter plus de valeur sur le marché. Elle harmonise enfin les marchés européens autour d’un standard commun en évitant les divergences de granularité entre zones frontalières.

Reste maintenant à voir le comportement du marché dans les jours à venir.

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Un restaurateur a été irradié en juillet par l’accélérateur de particules « Aglaé » du Centre de recherche et de restauration des musées de France, révèle le journal Le Monde. L’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection a classé l’événement au niveau 3 de l’échelle internationale. C’est le troisième accident de ce niveau.

Le 22 juillet dernier, un incident s’est produit dans les sous-sols du Louvre, loin des regards des visiteurs. Au Centre de recherche et de restauration des musées de France (C2RMF), un travailleur spécialisé en métaux archéologiques a été irradié par l’accélérateur de particules « Aglaé » (pour Accélérateur Grand Louvre d’analyses élémentaires). L’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) a classé l’événement au niveau 3 sur l’échelle internationale INES, qui va de 0 à 7, faisant de cet accident le plus grave recensé en France depuis 2008 (il y en a eu trois de ce niveau-là).

Une sorte de microscope nucléaire

Aglaé, mis en service en 1988 puis rénové en 2017, projette des protons sur des objets patrimoniaux afin d’en analyser la composition. Chaque année, plusieurs centaines de pièces archéologiques ou artistiques y passent, notamment le fragment de trompette gallo-romaine de ce 22 juillet. Un des agents a pénétré dans la salle où se trouvait Aglaé, encore actif. Non seulement un capteur de sécurité était défectueux (pour prendre la clé, il doit s’éteindre, explique Le Monde), les signaux lumineux, censés indiquer son fonctionnement, étaient aussi mal positionnés. En passant le bras devant le faisceau, le travailleur a subi une brûlure au premier degré.

Moins d’une semaine après, le 30 juillet, l’ASNR inspectait le site : absence de registre des défaillances et réparations, défaut d’appareils portatifs de mesure de la radioactivité, retards dans les contrôles réglementaires, accès en zone surveillée sans autorisation ni dosimètre opérationnel. « Souvent, les rudiments de la réglementation ne sont pas respectés », regrette auprès du Monde Christophe Quintin, inspecteur en chef à l’ASNR. Cela témoigne d’un manque structurel de culture de radioprotection.

Des mesures correctives

Face à ce constat, la direction du C2RMF affirme avoir pris des mesures correctives : amélioration de la signalisation, mise en place de registres, renforcement des formations et des procédures de validation. Le directeur, Jean-Michel Loyer-Hascoët, reconnaît que l’incident a permis « d’identifier des défaillances et de les corriger », et promet d’aller « encore plus loin dans la radioprotection ». Le redémarrage de l’accélérateur n’est pas attendu avant novembre, cela dépendra de l’accord de l’ASNR.

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TotalEnergies et l’allemand RWE ont remporté le 8ᵉ appel d’offres éolien en mer français. Mais entre restructurations et coûts en hausse, l’avenir du projet Centre Manche 2 reste fragile.

Le gouvernement Bayrou a créé la surprise, juste avant son départ, en attribuant au français TotalEnergies et à l’allemand RWE le huitième appel d’offres éolien en mer français. D’une puissance de 1,5 gigawatt (GW), le projet Centre Manche 2 ne dissipe pas pour autant les inquiétudes du secteur.

TotalEnergies entre dans le cercle fermé des développeurs éoliens en mer français

Voilà un nouvel entrant dans le cercle très fermé des développeurs de parcs éoliens en France. Pour la première fois, un grand parc éolien en mer tricolore ne sera pas confié à EDF ou à Engie, les acteurs historiques. L’appel d’offres éolien offshore AO8 est donc confié au tandem franco-allemand formé par les géants des énergies fossiles TotalEnergies et RWE. Jusqu’ici, seuls deux projets avaient échappé aux mastodontes français : Saint-Brieuc (Iberdrola) et Bretagne-sud (Elicio et BayWa r.e.).

L’arrivée de TotalEnergies vient compléter l’activité du groupe, déjà présent dans le solaire et l’éolien terrestre. La victoire de l’alliance franco-allemande s’expliquerait notamment par son choix de privilégier des turbines fabriquées en Europe, là où EDF envisageait un recours partiel à des équipements chinois.

RWE fragilisé par des difficultés financières

Mais derrière cette annonce se cachent de sérieuses incertitudes. Comme nous l’avions écrit, RWE traverse une période délicate. Sous pression du fonds activiste Elliott, l’énergéticien a annoncé une coupe de 10 milliards d’euros dans ses investissements verts d’ici à 2030, faute de rentabilité suffisante.

Ses équipes en France sont en cours de restructuration, et un retrait du projet n’est pas exclu. Dans ce cas, TotalEnergies pourrait reprendre seul la barre, sous réserve de l’aval du ministère de l’Énergie.

Une filière européenne sous tension

La fragilité de RWE reflète en réalité une tendance plus large : la filière éolienne offshore européenne est secouée par la hausse des coûts de construction, l’explosion des taux d’intérêt et les incertitudes géopolitiques.

L’abandon du projet prévu au large d’Oléron, faute de candidats, en est révélateur. Même en Allemagne, où l’éolien en mer constitue une priorité, le gouvernement évoque désormais une « optimisation » des déploiements afin de contenir les coûts.

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Loin d’alourdir la facture, l’éolien et le solaire permettent de réduire le prix de l’électricité. Ralentir leur déploiement serait une erreur stratégique, défend Vincent Maillard, président d’Octopus Energy France.

Dans une tribune publiée sur Connaissance des Énergies, Vincent Maillard, président du fournisseur alternatif Octopus, prend position sur un sujet sensible : l’impact des énergies renouvelables sur les prix de l’électricité. Selon lui, la politique énergétique doit se penser sur plusieurs décennies. Or, la demande en électricité augmentera fortement, comme l’anticipent les Futurs énergétiques 2050 de RTE, qui misent sur une électrification massive pour décarboner l’économie. Freiner les projets d’énergies renouvelables (ENR) risquerait donc de retarder la transition vers une électricité à la fois bas-carbone et abondante.

Les renouvelables font baisser les prix de gros

Vincent Maillard souligne que la baisse récente de la consommation d’électricité n’est pas liée à une sobriété volontaire, mais bien aux prix records atteints sur le marché. Ces hausses trouvent leur origine dans une offre trop contrainte et volatile : l’arrêt partiel du nucléaire provoquerait des pénuries et le prix du gaz pourrait flamber. Limiter la production renouvelable reviendrait à nourrir ce cercle vicieux où rareté rime avec envolée des prix et sous-investissement dans les ENR.

Pour appuyer son argumentation, il cite une étude menée entre 2016 et 2020 pour la Cour des comptes par EPEX. Elle conclut que l’intégration des renouvelables a entraîné une baisse relative du prix de gros de 11 à 15 % selon les années, alors que leur part dans le mix français ne dépassait pas 11 %. Concrètement, chaque point de part renouvelable se traduirait par une réduction moyenne d’environ 1,6 % du prix de l’électricité.

Des bénéfices souvent oubliés

Ces gains pour les consommateurs sont rarement mis en avant dans le débat public, regrette le dirigeant. Les discussions portent souvent sur le coût des subventions ou des tarifs de rachat, mais on oublie que, depuis 2005, la baisse des prix de marché liée aux ENR a permis de compenser largement les dépenses publiques engagées. Avec la fin annoncée de l’ARENH en 2026, les clients seront encore plus exposés aux prix de marché, renforçant le rôle stabilisateur des renouvelables.

Avec la fin progressive de l’ARENH, Octopus Energy doit acheter une part croissante de son électricité au prix du marché. L’entreprise a donc intérêt à soutenir le développement des ENR, qui contribuent à faire baisser les prix. Pour encourager leur acceptabilité, elle a lancé l’offre Fan Club : les habitants proches d’une éolienne bénéficient d’une réduction sur leur facture lorsqu’ils consomment l’électricité produite localement. Une stratégie qui permet aussi d’aligner consommation et production : quand le solaire produit en journée, en période creuse, Octopus achète son électricité à très bas prix, au lieu de payer au tarif de pointe du soir.

Reste à organiser le réseau électrique pour accueillir davantage d’ENR. Cela suppose, conclut Vincent Maillard, de renforcer la flexibilité, aussi bien du côté de la consommation que de la production.

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C’en est fini, ou du moins temporairement, pour l’éolien en mer français de l’énergéticien Allemand RWE. Enchaînant les déconvenues et déstabilisé par les politiques énergétiques hésitantes dans l’hexagone, l’entreprise renonce à sa quête de projets.

Aucun projet remporté en France dans les différents appels d’offre éolien en mer, entreprise en difficulté financière, manque de clarté dans les objectifs énergétiques français, RWE jette l’éponge. L’énergéticien allemand l’a annoncé à ses salariés en août, rapportent nos confrères de Greenunivers. L’abandon des activités éolien en mer, en France, par RWE, fait mouche. L’entreprise n’a pas réussi à s’imposer en France et les questions autour de sa santé financières ont poussé la gouvernance allemande de l’énergéticien à quitter certains marchés jugés pas assez rentables.

Une filière éolienne à la peine

Pierre Peysson, directeur France de l’éolien en mer chez RWE, annonçait, dans les colonnes du Journal des entreprises l’année dernière, qu’un « moratoire sur l’éolien en mer serait un saccage social, une catastrophe pour l’emploi et un non-sens industriel et énergétique ». Depuis, le texte fixant les objectifs énergétiques français discuté au Parlement avait vu voter une telle disposition. Avec la chute du gouvernement, la navette parlementaire n’est pas allée au bout et le décret de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) n’a pas été promulgué. La France n’a donc pas la possibilité de lancer, par exemple, le dixième appel d’offres éolien en mer, car son attribution conduirait à dépasser les objectifs de développement de l’éolien en mer actuellement en vigueur prévus dans la PPE2.

L’entreprise allemande n’a, pour le moment, pas souhaiter communiquer. Le Syndicat des énergies renouvelables (SER), dont Pierre Peysson est aussi président de la commission éolien en mer au syndicat des énergies renouvelables, alertait sur une filière industrielle sans objectifs long terme et dont les investissements avaient ralenti. Alors que la France accuse un retard sur ses objectifs d’énergie renouvelables fixés par l’Union européenne (UE), voilà une conséquence concrète de la fragilisation de la filière, financière, mais aussi politique.

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Entre tutoriels TikTok viraux et importations massives de panneaux, les Pakistanais transforment leurs toits en centrales photovoltaïques, à tel point que le solaire est devenu la première source d’électricité nationale en 2025.

Et si TikTok aidait la transition énergétique ? Des vidéos montrant des Pakistanais qui installent eux-mêmes des panneaux solaires, de Lahore à Karachi, avec plus d’enthousiasme que de technicité, ont circulé sur le réseau social. Certains posent les modules… directement au sol, sans supports, face au soleil, selon des images captées par satellite. La demande sur le réseau électrique national a mystérieusement chuté alors que l’économie ne ralentissait pas. Ces installations alimentées par des panneaux chinois bon marché et des tutos TikTok ont entraîné une baisse de 35 % des ventes de diesel en une seule année.

Une modification rapide du mix énergétique

Au Pakistan, le solaire représentait moins de 2 % du mix électrique en 2020, atteignait 10,3 % en 2024 et culminait autour de 24 % durant les cinq premiers mois de 2025. Il dépasse aujourd’hui le gaz, le charbon, le nucléaire et l’hydroélectricité. Pour y trouver une explication plus concrète que la viralité des vidéos, l’AFP nous apprend que ce bond du solaire, tout sauf orchestré par l’État, est le résultat d’un ras-le-bol généralisé devant les coupures à répétition et des factures d’électricité devenues exorbitantes (jusqu’à +155 % en trois ans).

L’agence Reuters relève encore que les importations de panneaux solaires chinois bon marché représentaient 3 500 mégawatts (MW) en 2022, 16 600 MW en 2024 et plus de 10 000 MW importés dès les premiers mois de 2025.

Taxation des panneaux solaires importés

Le gouvernement pakistanais, pris de court et dépassé par cette explosion de panneaux solaires, a alors réagi en instaurant une taxe de 10 % sur les panneaux solaires importés et en réduisant la rémunération accordée aux particuliers revendant leur surplus au réseau.

« Le Pakistan est clairement un chef de file dans l’énergie solaire sur toit », relève Dave Jones, analyste en chef chez Ember cité par l’AFP. Cette réussite ne dissipe toutefois pas les inquiétudes du gouvernement, déjà fragilisé par un déficit colossal de huit milliards de dollars (6,8 milliards d’euros) dans le secteur électrique. Car derrière l’essor du solaire, Islamabad continue d’accumuler les charges : importations massives d’énergies fossiles revendues à perte aux distributeurs publics et obligations contractuelles envers des producteurs privés – parfois détenus par des intérêts chinois – qu’il doit rémunérer à prix fixe, quelle que soit la demande.

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Alors que les énergies renouvelables subissent des attaques de toute part, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) publie une mise au point. Le régulateur démonte plusieurs affirmations erronées qui circulent dans l’espace public et alimente la polémique sur la transition énergétique.

Depuis plusieurs mois, la flambée des prix de l’électricité et la place croissante des énergies renouvelables alimentent discours alarmistes et chiffres approximatifs. Il n’y a qu’à ouvrir LinkedIn ou lire les tribunes du Figaro pour comprendre ce déchainement envers les énergies renouvelables (ENR), parfois à tort. Pour mettre fin à ces « fake news », la CRE a publié le 1ᵉʳ septembre une note de clarification. Objectif : rappeler des données précises et replacer les coûts réels des ENR dans la trajectoire énergétique française.

Le premier point de rectification concerne la hausse des factures d’électricité. Contrairement à une idée largement relayée, les tarifs réglementés n’ont pas « doublé » depuis 2015. La CRE rappelle qu’ils ont augmenté de 20 % sur cette période, hors inflation. Une progression notable, certes, mais sans commune mesure avec l’explosion évoquée par certains responsables politiques. Et surtout, insiste le régulateur, cette hausse n’est pas imputable aux ENR. Le soutien public à leur développement n’est pas directement répercuté sur les factures, contrairement à ce que suggèrent leurs détracteurs.

Un coût vraiment démesuré ?

Autre sujet de controverse, peut-être le principal : le coût global de la transition. Dans le débat public, certains opposants aux renouvelables avancent le chiffre de 300 milliards d’euros d’investissements liés à leur déploiement. La CRE dément catégoriquement. Selon ses estimations, environ 18 milliards d’euros seront nécessaires pour raccorder les installations terrestres d’ici à 2040, et 37 milliards pour les projets d’éolien en mer. À ces montants s’ajoutent des coûts de renforcement du réseau électrique, partiellement attribuables aux ENR, mais très éloignés des centaines de milliards brandies par ses détracteurs.

Le soutien public, autre point sensible, fait lui aussi l’objet d’une clarification. Sur la base d’un scénario de prix de marché médian, la CRE estime à 50 milliards d’euros le montant total d’aides aux renouvelables d’ici à 2060. Ce chiffre englobe la rémunération complémentaire versée aux producteurs lorsque le prix de marché est insuffisant. À titre de comparaison, le bouclier tarifaire mis en place pour contenir la hausse des factures entre 2021 et 2023 a coûté, à lui seul, près de 40 milliards d’euros en trois ans. Un ordre de grandeur qui relativise le poids des soutiens publics aux ENR sur le long terme.

Le développement des renouvelables n’est pas une idéologie

Enfin, la CRE rappelle que le développement massif des renouvelables n’est pas un choix idéologique, mais une nécessité pour atteindre les objectifs climatiques européens et sécuriser l’approvisionnement énergétique. Elle souligne que la baisse tendancielle des coûts des technologies solaires et éoliennes en fait désormais des solutions compétitives et capables de réduire la dépendance aux énergies fossiles importées.

En publiant ce décryptage, le gendarme de l’énergie entend ramener le débat sur un terrain factuel, loin des approximations chiffrées et des discours simplistes. Une manière de rappeler que la transition énergétique, souvent caricaturée comme un fardeau financier, est nécessaire et passera par les renouvelables entre autres. Même si le gendarme avait appelé, en avril, à lever le pied, en revoyant légèrement à la baisse les objectifs solaire et éolien.

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Le 10 août, une invasion de méduses a frappé la centrale nucléaire de Gravelines. Et les conséquences ne sont pas anodines : le système de refroidissement n’a pas pu continuer à fonctionner normalement, forçant l’arrêt de plusieurs réacteurs. Un épisode rare provoqué par un phénomène biologique amplifié par le réchauffement climatique.

Le 10 août, les tambours filtrants de la centrale nucléaire de Gravelines (département du Nord) ont commencé à saturer sous un flot compact et gluant : des bancs entiers de méduses, charriés par la mer du Nord, se sont engouffrés dans les stations de pompage, bouchant l’arrivée d’eau nécessaire au refroidissement des réacteurs. Les dispositifs de sécurité ont immédiatement stoppé les quatre unités qui étaient en production – les deux autres réacteurs étaient déjà à l’arrêt pour maintenance. Résultat : plus aucun mégawatt produit sur le site, qui fournit habituellement près de 6 % de l’électricité française.

Le phénomène n’est pas nouveau. Gravelines avait déjà connu une perturbation gélatineuse en 1993. Mais cette fois, l’ampleur est autre : la température élevée de l’eau, la raréfaction des prédateurs naturels et la prolifération d’espèces invasives — comme la méduse lune d’Asie, installée dans la mer du Nord depuis 2020 — offrent un cocktail idéal à ces perturbations.

Un réacteur a pu redémarrer

Le 13 août à 7 h 30, EDF a réussi à relancer le réacteur six. Les unités deux, trois et quatre doivent suivre dans les prochains jours et les réacteurs un et cinq poursuivent leur maintenance. Aucune conséquence sur la sûreté ou l’environnement n’a été constatée.

Gravelines n’est pas un cas isolé. En 2011, la centrale écossaise de Torness avait dû fermer pour la même raison. En 2013, le réacteur 3 de la centrale nucléaire suédoise d’Oskarshamnun avait été arrêté après une invasion. Le Japon, la Chine, les États-Unis ou encore les Philippines ont eux aussi subi ces assauts silencieux. Pour limiter ces perturbations, certains laboratoires développent des systèmes de détection précoce capables d’anticiper la présence de méduses avant qu’elles n’atteignent les grilles de pompage, relève le Guardian.

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À Caderousse, dans le Vaucluse, la ViaRhôna innove. Sur 850 mètres, la Compagnie Nationale du Rhône (CNR) a installé la première infrastructure solaire linéaire de France. Surplombant la piste cyclable, 1 400 panneaux photovoltaïques produisent de l’électricité tout en offrant de l’ombre aux cyclistes.

Avec une puissance installée de 350 kilowatts crête (kWc), ce démonstrateur génère environ 550 mégawattheures (MWh) par an. C’est l’équivalent de la consommation électrique (hors chauffage) de 220 foyers. Comme les panneaux solaires, il repose sur une architecture en courant continu jusqu’au point d’injection. Ainsi, au lieu de transformer deux fois (DC vers AC vers DC), les pertes sont réduites.

Un potentiel gigantesque

Porté par un consortium d’industriels français — Schneider Electric, Nexans, SuperGrid Institute et la SNCF — et soutenu par l’Ademe, le projet Ophélia démontre la faisabilité d’un solaire sur zone déjà artificialisée. Il n’a pas d’emprise supplémentaire. Exit les conflits d’usage du sol : digues, voies ferrées, murs antibruit ou pistes cyclables deviennent autant de supports potentiels. La CNR estime à 35 gigawatts (GW) le potentiel de solaire linéaire sur ses propres infrastructures.

Si les panneaux restent chinois, ils ne représentent que 15 % du coût total. Les 85 % restants, de la structure métallique (élevée à 4 mètres) aux câbles et convertisseurs, sont produits en France. « Vous assistez à l’émergence d’une filière industrielle française, autour du courant continu en moyenne tension », se réjouit, auprès du Figaro, le PDG de SuperGrid Institute Hubert de la Grandière.

Les cyclistes pourront profiter d’un peu de répit et s’abriter sous la chaleur parfois écrasante de la Via Rhona. Située le long du Rhône, l’altitude basse implique de supporter des chaleurs parfois très élevées sur cette autoroute cycliste.

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Après une dynamique à la hausse entre 2021 et 2023, les investissements climat en France marquent le pas en 2024.

l’I4CE, think tank de la caisse des dépôts, a publié le 10 juillet son Panorama des financements climat. Ces financements se sont élevés à 102 milliards d’euros en 2024, soit une baisse de 5 % par rapport à 2023. Or, « à l’horizon 2030, les investissements climat doivent progresser de 87 milliards d’euros par rapport au niveau de 2024 » avertit l’I4CE, dont entre 18 et 52 milliards à la charge des finances publiques.

Cette contraction s’explique en partie par la conjoncture économique, notamment dans le bâtiment. Les chercheurs expliquent que le ralentissement traduit aussi des signaux politiques contradictoires. « Les dépenses publiques en faveur du climat ont entamé un recul, que ce soit dans le soutien de l’État à la rénovation énergétique, l’acquisition de véhicules électriques ou encore pour les infrastructures de transport en commun. »

Les énergies fossiles ne reculent pas

Face à cette baisse, I4CE s’inquiète du manque de visibilité pour les acteurs économiques qui « s’explique aussi par des revirements dans les politiques publiques ».

En parallèle, les investissements dans les énergies fossiles, eux, stagnent autour de 71 milliards d’euros annuels depuis 2022. « En l’absence de nouvelles réglementations, et malgré une légère baisse anticipée pour 2025, leur niveau se maintient dans la plupart des secteurs étudiés. Et la remise en question du cadre réglementaire actuel pourrait compromettre la trajectoire de réduction des investissements fossiles. »

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