Après le blackout du 28 avril 2025 sur la péninsule ibérique, le gouvernement espagnol débloque 840 millions d’euros dédiés à des projets de stockage et adopte un « décret de résilience » pour le réseau.

Le lundi 28 avril 2025 à 12 h 33, les réseaux électriques de l’Espagne et du Portugal se sont effondrés : la péninsule ibérique s’est retrouvée totalement coupée du réseau européen. L’Europe a connu son pire blackout depuis plus de vingt ans. En l’espace de quelques secondes, une perte d’environ 2 000 à 15 000 mégawatts (MW) de production a déclenché une montée en tension et une cascade de déconnexions automatiques qui ont conduit à la désynchronisation du réseau espagnol et européen.

En réponse, le ministère de la Transition écologique espagnol annonce un soutien ciblé de 840 millions d’euros issu du fond européen FEDER alloué au capex de 143 projets de stockage pour 2,4 GW et 8,9 GWh. Plus de la moitié des projets (81 sur 143) seront hybridés (stockage + énergies renouvelables), 42 seront des systèmes de batteries autonomes (BESS), 17 des stocks thermiques et 3 des installations de pompage-turbinage.

Faciliter le stockage et le financer, la stratégie espagnole

Si le soutien est passé de 700 millions à 840 millions, c’est parce qu’il y a eu énormément de dossiers déposés. Les régions les plus attractives sont l’Andalousie (39 projets), la Catalogne (17) et Valence (14). Les projets devront sortir de terre sous 36 mois maximum ou avant fin 2029.

Avec ce soutien ciblé au stockage, Madrid a parallèlement approuvé un décret royal consacré à la résilience du réseau. Il contient des mesures pour faciliter l’association du stockage au réseau, donne la priorité aux systèmes hybrides et confie à l’opérateur du réseau de transport d’électricité (Red Eléctrica de España) la tâche de proposer des modifications réglementaires relatives aux oscillations de puissance, aux vitesses de variation de tension et aux limitations techniques ne favorisant pas le stockage.

L’origine de ce plan et de ce soutien vient directement des conclusions de l’étude publiée par ENTSO‑E : le black-out n’a pas été provoqué par une surproduction d’énergies renouvelables, contrairement à ce que disent leurs détracteurs, mais à une instabilité en tension.

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Aux Pays‑Bas, le projet H2 Hollandia installe un électrolyseur de 5 MW et s’intègre au sein d’un parc photovoltaïque de 115 MW afin de transformer 50 % de l’électricité excédentaire en hydrogène vert. Résultat : 50 % des pertes de production solaire absorbées.

Le parc solaire Vloeivelden Hollandia, mis en service en 2021 dans la province du Drenthe (nord-est des Pays-Bas), dispose d’une capacité installée de 115 MW. Son problème est que sa capacité de raccordement au réseau électrique est limitée à 70 MVA et cela crée un écrêtement inéluctable : lorsque la production solaire dépasse ce seuil, l’énergie ne peut pas être vendue et est donc perdue. Comme le rapporte PV magazine, pour remédier à ce gâchis d’électricité verte, les développeurs du projet H2 Hollandia — principalement les entreprises néerlandaises Novar et Avitec — ont décidé d’ajouter un électrolyseur de 5 MW capable de convertir l’électricité solaire directement en hydrogène vert, à hauteur d’environ 300 000 kg par an.

L’électrolyseur n’est pas impacté par l’intermittence du solaire

La différence de taille entre la centrale solaire et l’électrolyseur (respectivement 115 MW contre 5 MW) garantit que l’électrolyseur puisse fonctionner à pleine capacité chaque jour en utilisant la bande inférieure de la production solaire.

L’initiative est permise à plus grande échelle aux Pays-Bas. En août dernier, le pays a octroyé 700 millions d’euros à 11 projets d’hydrogène à grande échelle pour une capacité d’électrolyse cumulée d’environ 600 MW. Le choix de colocaliser production solaire et électrolyse est intéressant : les coûts de raccordement sont onéreux et disposer de sources renouvelables sur site est un atout dans un contexte de volatilité des coûts de l’électricité.

L’hydrogène produit par H2 Hollandia sera vendu en totalité à un acheteur local (inconnu à ce jour) et transporté à l’aide de remorques à cylindres haute pression.

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Alors que les députés ont rétabli en commission des finances la TVA à 5,5 % sur l’abonnement d’électricité, les experts s’écharpent sur la manière de baisser les taxes sur l’électricité pour obtenir le meilleur signal.

En 2025, la part des taxes dans la facture d’électricité a de nouveau grimpé. Depuis le 1ᵉʳ août, la TVA sur l’abonnement est passée du taux réduit de 5,5 % au taux normal de 20 %, aligné sur celui appliqué à la consommation et à l’accise. Ce changement, justifié par une mise en conformité européenne, a rapporté près de 1,5 milliard d’euros supplémentaires à l’État.

Mais la taxe la plus déterminante reste l’accise sur l’électricité, héritière de la CSPE et de la TICFE. Contrairement à la TVA, qui s’applique sur la valeur monétaire d’un bien ou service (les euros dépensés), l’accise frappe directement la quantité d’énergie consommée, exprimée en mégawattheures (MWh). Autrement dit, elle contient une composante volume dont le prix dépend de l’horaire de la consommation.

En 2025, cette accise a connu une remontée spectaculaire : de 21 €/MWh pendant la période de gel du bouclier tarifaire, elle est passée à 33,70 €/MWh en février avant d’être ramenée à 29,98 €/MWh à l’été. Pour les entreprises, les montants oscillent entre 22,50 et 26,20 €/MWh selon la puissance souscrite. Ce retour à la normale contient toutefois une incohérence : alors que la France incite à l’électrification des usages (véhicules, chauffage, industrie…) elle continue de taxer lourdement l’électricité, pourtant considérée comme le vecteur de l’énergie décarbonée.

Accise vs TVA : volume vs prix

Dans son billet publié dans Marianne, Maxence Cordiez estime qu’une baisse de l’accise serait plus pertinente qu’un ajustement de la TVA. Il rappelle que modifier la TVA reste un levier budgétairement risqué : son champ d’application est large, son rendement colossal. Une réduction même minime coûterait des milliards. L’accise, plus ciblée, offre une marge d’ajustement rapide et porte sur l’énergie consommée.

La comparaison avec le gaz naturel renforce cet argument. Son accise, appelée TICGN, s’élève à 16,37 €/MWh depuis janvier 2024, soit presque deux fois moins que celle sur l’électricité. Et la TVA y est identique : 20 % sur la consommation et sur l’abonnement. Résultat : pour un ménage moyen, la fiscalité pèse autour de 20 % sur le gaz, contre près de 25 % sur l’électricité.

La partie accise de l’électricité tend à réduire l’écart entre heures pleines et creuses puisque le MWh est taxé, pas son prix. Réduire l’accise et non la TVA permettrait, selon le billet publié dans Marianne, de ne pas annihiler la réforme des heures pleine/creuse prévue dans le TURPE 7 et entrée en vigueur le 1ᵉʳ novembre.

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Le fabricant chinois Fairland lance une pompe à chaleur résidentielle présentée comme dopée à l’intelligence artificielle et dont le coefficient de performance (COP) atteindrait 7, là où la plupart des concurrents oscillent entre 3 et 5.

La nouvelle pompe à chaleur (PAC) air/eau lancée par le Chinois Fairland, nommée R290 ATW, est proposée en trois capacités nominales : 11 kW, 13 kW et 16 kW. Le plus petit modèle couvre une plage de chauffage allant de 3,75 kW à 13,45 kW avec un COP variant de 4,11 à 7,00 pour des conditions de température extérieure entre 7 et +35 °C. Les versions 13 kW et 16 kW affichent respectivement des plages 4,05-15,10 kW (COP 4,09-6,57) et 6,05-20,64 kW (COP 4,05-6,45).

Un COP impressionnant

C’est un COP jamais vu, 40 % supérieur à la moyenne des PAC selon l’entreprise chinoise. Il correspond à un rendement très élevé, car, s’il est réellement atteint, la PAC produit 7 unités de chaleur pour une unité d’électricité consommée. Son utilisation promet donc d’être extrêmement économique. D’après une récente étude de l’Ademe, seules les PAC géothermiques atteindraient des COP de 7.

L’innovation ne tient pas uniquement au coefficient de performance. La pompe à chaleur utilise le fluide frigorigène R290 (propane), un choix qui séduit pour son faible impact environnemental. Son potentiel de réchauffement climatique se situe autour de 3, contre 650 pour le R32, gaz actuellement très répandu.

L’intelligence artificielle pour optimiser les performances ?

Autre atout de la PAC selon la marque : l’IA intégrée, un argument très en vogue ces temps-ci. Fairland indique que la « technologie AI Inverter » permet un contrôle précis du fonctionnement pour optimiser l’usage du fluide R290 et permettre à chaque composant de fonctionner en harmonie pour maximiser la performance. Par ailleurs, un système de refroidissement liquide interne permettrait de recycler presque toute la chaleur émise par la carte de commande, réduisant ainsi le gaspillage énergétique et prolongeant la durée de vie des composants.

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Selon une étude d’E-CUBE Strategy Consultants pour la Société française d’énergie nucléaire (SFEN), les petits réacteurs modulaires (SMR) et avancés (AMR) pourraient fournir plus de 100 térawattheures de chaleur décarbonée en France d’ici 2050.

Dans une étude menée par le cabinet de conseil E-cube pour la SFEN, le potentiel de production de chaleur des mini réacteurs nucléaires SMR/AMR est estimé à plus de 100 térawattheures thermiques (TWh_th) dont 70 TWh_th/an pour l’industrie et jusqu’à 33 TWh_th/an pour les réseaux de chaleur urbains. Ce marché cible une soixantaine de clusters industriels, essentiellement dans le nord et l’est, là où les besoins thermiques dépassent 160 GWh_th/an qui est le seuil de rentabilité pour un module de 20 MW_th.

Pour y voir plus clair, nous avons interviewé Philippe Abiven, associé d’E-CUBE Strategy Consultants. Selon lui, « les projets soutenus par France 2030 couvrent l’intégralité du spectre SMR-AMR : du petit réacteur de 20 MW_th à plus de 1000 MW_th aux modèles de 110 °C pouvant atteindre 800 °C ». Ces gammes permettent d’adresser la plupart des procédés français, dont 50 % nécessitent une chaleur inférieure à 250 °C, notamment dans l’agroalimentaire, le papier ou la chimie. « La vapeur issue des SMR peut couvrir une grande part des besoins actuels. Même pour des procédés à plus haute température, le nucléaire peut assurer la phase de préchauffage », complète-t-il.

Des conceptions qui évoluent

Les projets soutenus par France 2030 reflètent cette diversité en puissance et température : Calogena (30 MW_th, 110 °C) cible les réseaux de chaleur, Jimmy (10 à 20 MW_th, 500 °C) les procédés industriels tandis que Naarea, Hexana ou Blue Capsule développent des réacteurs à sels fondus ou à neutrons rapides capables d’atteindre les 600 à 750 °C. Ces designs restent en évolution et « c’est bien normal », souligne Philippe Abiven : « certains composants déjà qualifiés peuvent venir remplacer des éléments du design actuel pour apporter une meilleure valeur économique ou simplement fabriquer plus vite le réacteur. »

L’étude souligne également que 140 TWh_th, soit 80 % de la chaleur industrielle française, sont techniquement adressables par au moins une technologie nucléaire modulaire. Mais la part réellement exploitable dépendra de la compétitivité et du calendrier de déploiement.

Si peu d’acteurs publient leurs chiffres, certains visent un coût de 40 à 60 €/MWh_th pour la chaleur. À titre indicatif, si un réacteur de grande capacité pour lequel le LCOE (coût actualisé de l’énergie) cible est aux alentours de 100 €/MWh électriques, un SMR cogénéré pourrait valoriser sa chaleur à environ 33 €/MWh_th (rendement d’un tiers pour la conversion).

Les premiers démonstrateurs attendus dans une dizaine d’années

La maturité industrielle reste, en revanche, inégale. Certaines jeunes entreprises ont sécurisé leur chaîne d’approvisionnement et leurs permis de construction alors que d’autres sont encore à la recherche de partenaires ou de financements.

Les premiers démonstrateurs français ne sont pas attendus avant 2030-2040 alors que nombre d’industriels s’engagent déjà dans des conversions à l’électricité, au biogaz ou à la biomasse. « Certains calendriers de décarbonation sont retardés, observe Philippe Abiven. Mais même si les industriels visent des objectifs à court terme, il y aura une deuxième phase où les SMR trouveront leur place. » Notamment, l’inclusion de nouveaux procédés industriels comme la conversion finale d’une aciérie à l’hydrogène produit localement (que ce soit avec la chaleur nécessitée par l’électrolyse haute température ou l’électricité d’un électrolyseur) et aux fours à arc électrique alimentés par les S/AMR.

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Eolien, hydroélectricité, solaire, la tempête Benjamin a largement modifié le mix électrique lors de son passage. Retour sur son influence grâce aux données de production fournies par RTE.

Eco2mix, le site de RTE pour suivre le système électrique français est passionnant. Il livre toutes les informations sur la production, filière par filière, du passage de la tempête Benjamin sur toute la France, du jeudi 23 au dimanche 26 octobre.

Qui dit tempête dit beaucoup de vent. Sur ces quatre jours de tempête, l’éolien n’est pas passé, nationalement, sous les 7 GW. Ce minimum est supérieur au maximum observé la semaine précédente avec des vents faisant tourner les éoliennes à environ 4 GW.

Lors de l’arrivée de la tempête, l’éolien est passé de 4 GW à 18 GW au point d’être écrêté une premier fois la nuit du 22 au 23 octobre (redescendu à 11 GW) pour ensuite remonter à pleine puissance pour passer la matinée du 23 avant d’être à nouveau écrêté à 11 GW l’après-midi du 23 octobre et la puissance des éoliennes est ensuite revenue à un état stationnaire autour de 10 GW.

La tempête a relativement masqué le soleil. La cloche solaire, qui dépassait les 15 GW deux semaines avant la tempête, est péniblement passée au-dessus de 8 GW.

Du fil de l’eau et du pompage avec les pluies

Il y a eu beaucoup d’eau. L’hydroélectricité a tourné à plein régime. Avec une moyenne aux alentours de 5 GW en septembre, la tempête a poussé l’hydro à plus de 6 GW avec des pics réguliers au-dessus des 10 GW. D’ordinaire autour des 10 % du mix électrique, l’hydro a fréquemment atteint une part de 16 % de la puissance de production instantanée.

Conséquence de l’abondance des productions renouvelables, le nucléaire a dû moduler. La semaine précédant la tempête, il s’établissait autour de 40 GW à plus ou moins 4 GW de modulation. Le passage de la tempête Benjamin a entraîné une modulation d’une profondeur de 15 GW. La production nucléaire est passée de 45 GW avant la tempête à 33 GW pendant la première nuit, avant de remonter à 43 GW, puis chuter à 30 GW le 26 octobre, à 13 heures.

L’exportation d’électricité n’a pas franchement varié. Il n’y a que le pompage qui a absorbé à la fois l’excédent nocturne et la cloche solaire. Enfin, le bandeau rouge reflétant la production d’électricité issue du gaz a été bien plus fin durant la tempête (moins de 1 GW contre des pics à 5 GW la semaine précédente), preuve que l’abondance des renouvelables décarbone le mix électrique.

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Alors que les prix de gros de l’électricité continuent de baisser, l’édition 2025 du baromètre du Médiateur national de l’énergie met en évidence une aggravation de la précarité énergétique : plus d’un tiers des foyers français peinent à régler leurs factures et près des trois quarts restreignent leur chauffage pour raisons financières.

Selon le « baromètre énergie‑info 2025 » publié par le Médiateur de l’énergie, 36 % des foyers français déclarent avoir eu des difficultés à payer leur facture de gaz ou d’électricité au cours des douze derniers mois. Ils étaient 28 % en 2024 et à 18 % en 2020.

L’étude révèle aussi que 74 % des ménages ont restreint leur chauffage pour des raisons financières, en légère baisse par rapport aux 79 % observés en 2023. Ainsi, des millions de ménages restent vulnérables et que la crise de l’énergie n’est pas derrière eux.

Le marché se détend, pas la précarité

Cette précarité d’une grande partie des français contraste avec la tendance des marchés de gros de l’électricité. Malgré une grande volatilité, le prix de l’électricité tend à baisser au fil des semaines. Pour 2026, il a même atteint un plus bas historique en passant brièvement sous la barre des 55€/MWh. Le Médiateur rappelle que cette baisse tarde à se répercuter sur les factures des ménages car celles-ci incluent les taxes et coûts de réseau pour deux tiers de la facture. D’ailleurs, il n’est pas exclu que la TURPE (Tarif d’utilisation du réseau public d’électricité) augmente de nouveau en 2026, pour financer la modernisation des infrastructures et l’intégration des énergies renouvelables.

La distribution du Chèque énergie a, certes, participé à soulager certains ménages mais ses dysfonctionnements, notamment le retardement du versement automatique à novembre 2025, a pénalisé 61 % des bénéficiaires. Environ 35 % d’entre eux ont fait face à des impayés d’énergie et 10 % ont subi une coupure ou réduction de puissance.

Face à ces constats, le Médiateur propose d’interdire les coupures d’électricité pour impayés et instaurer un droit à une fourniture minimale d’électricité. Ces pratiques sont « d’une grande violence pour les foyers les plus vulnérables » et plaide en faveur d’un mécanisme alternatif de limitation de puissance plutôt qu’une coupure totale.

Le baromètre apporte aussi des données d’usage : 51 % des foyers disposent de l’option heures pleines/heures creuses, mais 14 % de ces foyers ne connaissent pas les horaires exactes de leur tranche heures creuses. Enfin, bonne nouvelle, le Médiateur rappelle que, depuis 2019, près de 9 consommateurs sur 10 savent qu’ils peuvent changer de fournisseur d’énergie.

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Aides publiques, chute du coût du stockage et généralisation du solaire résidentiel, l’Australie installe des batteries à domicile à tout va. En quelques mois, des centaines de milliers de foyers ont équipé leurs maisons de systèmes de stockage.

Depuis le lancement, en juillet 2025, du programme Cheaper Home Batteries Program (CHBP), l’Australie enregistre une flambée des installations de batteries à domicile.

Plus de 11 500 demandes ont été déposées dans les trois semaines suivant le démarrage du dispositif, qui offre jusqu’à 30 % de subvention. Le programme a déjà permis d’atteindre 2 gigawattheures (GWh) de capacité domestique installée à l’échelle du pays, soit une multiplication par deux en l’espace de quelques mois.

Selon le journal RenewEconomy, plus de 100 000 batteries ont été installées en 17 semaines, avec une capacité moyenne proche de 25 kWh. Cette énergie stockée dépasse la consommation de la plupart des foyers australiens. Désormais, les ménages ne cherchent plus seulement à réduire leur facture mais aussi à participer activement à la stabilité du réseau électrique.

Un effet d’entraînement du solaire résidentiel

L’Australie est depuis longtemps championne du solaire domestique. Cette base solide crée aujourd’hui un environnement propice au stockage : nombre de foyers équipés de panneaux ajoutent désormais une batterie pour mieux valoriser leur production. Beaucoup d’installations récentes sont d’ailleurs des systèmes « batterie seule » venant compléter des toitures déjà solaires relève le Guardian.

La batterie domestique permet de maximiser l’autoconsommation en utilisant la production solaire plutôt que de la revendre à bas prix. Elle offre aussi une protection contre les coupures de courant fréquentes dans certaines régions. L’appétit pour des batteries de grande capacité s’explique aussi par leur rôle croissant dans les réseaux virtuels : regroupées, elles peuvent soutenir le réseau national.

Le succès des batteries vient également de l’érosion progressive des tarifs de rachat de l’électricité solaire injectée sur le réseau. Mieux vaut désormais stocker son électricité que la vendre en Australie.

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Avec la croissance des énergies renouvelables, l’Union française de l’électricité (UFE) formule quinze recommandations pour déployer massivement les flexibilités.

Assurer à chaque instant l’équilibre entre production et consommation : telle est la mission première d’un système électrique et de ses responsables d’équilibre. Pour atteindre justement cet équilibre en temps réel, les flexibilités comblent, dans un sens ou dans l’autre, l’écart entre production et consommation. Avec la montée en puissance des énergies renouvelables intermittentes, la production s’adapte moins à la consommation. L’Union française de l’électricité (UFE) publie ainsi un document de recommandations pour considérer les flexibilités déployables dès aujourd’hui.

La modulation de la production, le pilotage de la demande, le stockage et les interconnexions sont autant de familles de flexibilités. Les centrales pilotables (nucléaire, hydraulique ou thermique) couvrent encore une grande part des besoins de modulation là où la modulation de la consommation doit encore monter en puissance. L’UFE mise désormais sur le pilotage à distance : bornes de recharge, électrolyseurs, pompes à chaleur ou bâtiments intelligents. Ces technologies permises notamment par les compteurs Linky pourront déplacer les consommations vers les heures les moins tendues sur le réseau.

Avoir les bons indicateurs et déployer certaines flexibilités

L’UFE propose de monitorer les volumes modulés suivant l’activité sur les marchés d’ajustement, le déploiement des capacités de stockage ou encore le nombre d’offres de fourniture dynamiques. Le lobby plaide pour les intégrer à l’observatoire de l’électrification prévu dans la future PPE.

Enfin, l’UFE livre quinze recommandations comme : garantir la stabilité et la neutralité technologique des mécanismes de marché, encourager les investissements flexibles via des appels d’offres bonifiés, faciliter l’accès à la donnée énergétique ou faire évoluer la tarification réseau (heures pleines/heures creuses) pour inciter au décalage des usages. L’UFE appelle également à accélérer la mise en œuvre du contrat d’accès au réseau pour le stockage et à renforcer les interconnexions européennes.

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La liste des modules asiatiques désormais compatibles avec le taux de TVA à 5,5 % sur les installations photovoltaïques résidentielles s’est récemment allongée. Les fabricants, notamment chinois, ont rapidement adapté leurs chaînes de production aux nouveaux critères environnementaux français.

Depuis la parution de l’arrêté du 8 septembre 2025, le dispositif gouvernemental français prévoit qu’à partir du 1ᵉʳ octobre de la même année les installations photovoltaïques résidentielles jusqu’à 9 kWc peuvent bénéficier d’un taux de TVA réduit à 5,5 %, à condition que les modules installés respectent des critères environnementaux plus stricts.

Parmi ces critères : un bilan carbone des modules inférieur à 530 kg de dioxyde de carbone équivalent par kilowatt crête (kgCO₂eq/kWc), une teneur en argent inférieure à 14 mg/W, une teneur en plomb inférieure à 0,1 % et aucun cadmium. Aussi, l’installation doit s’appuyer sur un système de gestion d’énergie (EMS) permettant de piloter la consommation en temps réel.

Des fabricants chinois déjà aux normes

Initialement conçue pour favoriser l’autoconsommation des particuliers et dynamiser le marché solaire résidentiel français, cette TVA réduite vise également à encourager l’utilisation de modules à faible empreinte carbone et, indirectement, à relocaliser ou renforcer la production en Europe.

Or, PV Magazine révèle que plusieurs fabricants asiatiques — notamment JinkoSolar et DMEGC Solar — ont annoncé des modules conformes à ces critères et donc éligibles à la TVA à 5,5 %. Ainsi, JinkoSolar a annoncé un module de 500 Wc avec un bilan carbone de 520 kg CO₂eq/kWc, soit juste en deçà du seuil fixé. DMEGC Solar quant à lui, référence un module affichant 502,658 kg CO₂eq/kWc et respecte les autres critères environnementaux (argent, plomb, cadmium).

Un dispositif déjà rattrapé par les fabricants asiatiques

Pour les installateurs et les particuliers, cette ouverture élargit l’offre de modules éligibles à une TVA réduite, favorisant la baisse des coûts d’installation et ce, à un coût environnemental moindre, notamment tiré d’une réallocation des productions chinoises, donc les panneaux les plus verts s’orientent vers l’Europe.

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Le jeune fournisseur d’électricité Sobry propose une offre calée sur le prix du marché de gros, heure par heure. Elle vante une liberté dans la pleine exploitation des opportunités du marché tout en exposant, elle le met moins en avant, aussi les consommateurs à une volatilité qu’ils ne maitrisent pas toujours.

Sobry se présente comme une alternative aux fournisseurs d’électricité classiques souvent accusés d’opacité et de marges excessives. Sa proposition est simple : « le prix dynamique vous donne accès au prix réel de l’électricité, heure par heure, (…) sans marge cachée ». Le tarif, indexé en temps réel, est accompagné d’un abonnement fixe (1,5 € HT par mois et par kVA) et d’un plafond censé protéger des emballements extrêmes.

En période de surproduction solaire ou éolienne, quand les prix s’effondrent, Sobry permet de payer son électricité au plus bas. Le fournisseur y voit une opportunité pour baisser la facture des consommateurs et l’intensité carbone du mix électrique.

Les abonnés exposés à des prix extrêmement volatils

Mais ce modèle « tout marché » ne convient pas à tout le monde. En exposant la facture du particulier au marché de l’électricité, Sobry expose ses clients à la volatilité d’un marché parfois imprévisible. Les flambées de prix observées ces dernières années rappellent qu’une crise géopolitique ou un hiver rigoureux peuvent faire grimper le coût du kilowattheure de façon brutale. Certes, un plafond tarifaire limite les excès mais les variations quotidiennes peuvent suffire à alourdir la facture des ménages peu flexibles, qui ne peuvent pas piloter leurs équipements pour bénéficier des prix bas voire négatifs. Cette offre ne s’adresse pas à eux.

L’offre de Sobry est donc avantageuse lorsque la consommation est largement modulable et hors période de crise. Pour profiter pleinement du modèle, encore faut-il décaler sa lessive à midi, lancer son chauffe-eau ou recharger sa voiture la nuit.

Sobry mise sur la pédagogie, la technologie et le marché pour surmonter ces obstacles : application mobile, alertes de prix (suivant trois couleurs), outils de programmation (des radiateurs…). Mais rares sont les ménages ayant une fine compréhension des marchés de l’électricité. Alors, le marché suffira-t-il à envoyer les signaux prix suffisants ? Un précédent fournisseur, Barry, avait déjà tenté de proposer une offre à tarification dynamique avant de disparaître au printemps 2022, en pleine envolée des prix de l’électricité sur les marchés.

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Près d’un quart des scientifiques du Centre national de la recherche scientifique (CNRS) travaillent sur les énergies renouvelables et particulièrement sur le solaire. La cellule énergie compte 280 laboratoires et 5 600 chercheurs.

Depuis sa création en 2012, la cellule énergie du CNRS ne cesse de grandir et de prendre une place importante dans la recherche française. Sous la direction d’Abdelilah Slaoui, elle coordonne aujourd’hui 280 laboratoires et 5 600 chercheurs du CNRS, universitaires et ingénieurs. Sa mission est de fédérer les initiatives, financer les idées émergentes et préparer les programmes de recherche à grande échelle, qu’ils soient nationaux ou européens.

Le solaire en tête

Et dans cette cellule énergie, le solaire concentre une part importante des efforts. Photovoltaïque, thermique ou solaire concentré : ce sont autant de filières où le CNRS collabore avec des acteurs industriels comme TotalEnergies ou EDF, notamment au sein de l’Institut photovoltaïque d’Île-de-France (IPVF). Les chercheurs y développent des cellules tandem capables d’optimiser la captation de la lumière avec des applications attendues d’ici trois à cinq ans, explique le directeur de la cellule énergie aux Échos.

Mais la transition ne se limite pas à l’électricité solaire. Le CNRS explore trois autres axes majeurs : l’électrification des procédés industriels, le développement de nouvelles molécules produites à partir de méthodes faiblement émettrices et la gestion intelligente de l’énergie. Leurs travaux portent ainsi sur des systèmes d’arc électrique pour la sidérurgie, sur la valorisation du véhicule électrique comme outil de stockage ou encore sur le suivi en temps réel des piles à combustible à hydrogène. Dans le domaine des batteries, un focus est notamment porté sur leur vieillissement et leur recyclabilité.

Passer à l’industrialisation

Derrière ces innovations, l’objectif est de leur permettre de passer à l’échelle industrielle. Si l’État a massivement investi dans des programmes prioritaires de recherche – hydrogène bas carbone, batteries, décarbonation de l’industrie –, le « chaînon manquant » demeure la phase de déploiement et elle repose sur les industriels et les investisseurs.

Abdelilah Slaoui aimerait qu’ils acceptent de prendre des risques comparables à ceux assumés par leurs homologues étrangers et qu’ils surmontent leur « frilosité », regrette-t-il.

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Une étude réalisée par le lobby de l’électrification et des pompes à chaleur démontre qu’elles sont bonnes pour la transition écologique mais aussi pour le portefeuille.

Selon une étude de l’Union française de l’électricité (UFE) et de l’Association française pour les pompes à chaleur (AFPAC) publiée début octobre, la pompe à chaleur (PAC) serait le geste de rénovation énergétique engeandrant le plus d’économies d’énergie. Il serait aussi celui qui permet de réduire le plus d’émissions de gaz à effet de serre par euro investi.

Elle est désormais installée dans environ 4 millions de maisons individuelles en France. L’étude précise que l’installation d’une PAC génère des économies d’énergie trois à quatre fois plus grandes que l’isolation des murs ou de la toiture et jusqu’à vingt fois plus qu’un remplacement de fenêtres.
Pour les ménages, dont le budget énergie croît année après année, l’étude indique que les deux tiers des foyers ayant installé une PAC ont constaté une baisse de facture d’au moins 25 % et qu’un ménage sur dix a vu sa facture divisée par deux ou plus.

L’enjeu va au-delà de la facture individuelle : l’étude financée par les deux lobbys de l’électricité et des PAC souligne que la filière française mobilise près de 50 000 emplois (en 2022) et pourrait doubler d’ici 2030. Elle rappelle également que 60 % de la valeur d’une PAC sur son cycle de vie est non délocalisable (distribution, maintenance, installation). Sur le plan climatique aussi, la PAC joue pleinement son rôle en remplacement d’une chaudière fossile : elle permet de réduire jusqu’à 90 % les émissions de CO₂.

La compétitivité des pompes à chaleur et leur soutien public fluctuant, éléphants dans la pièce

L’étude n’omet pas deux problèmes : l’écart de coût entre les énergies fossiles et l’électricité et la méconnaissance des aides financières. Pour maximiser l’effet « pouvoir d’achat », elle insiste sur l’importance d’un accompagnement des ménages (information, aides) et une qualité d’installation et de maintenance. Les deux représentants d’intérêts appellent à un cadre politique et industriel cohérent, en particulier un soutien pérenne avec MaPrimeRénov’ ou les CEE (certificats d’économies d’énergie).

Les PAC restent chères mais leur impact environnemental et sur le pouvoir d’achat est de plus en plus mis en avant. Dans une étude récente, l’Ademe démontrait ses bénéfices écologiques toutes les saisons si elle était bien réglée.

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Xavier Piechaczyk, président du directoire de RTE, alerte sur la fragilité du réseau électrique face aux variations imprévisibles des énergies renouvelables. Il réclame une meilleure coordination avec les producteurs pour annoncer leur production.

Ce n’est pas un poisson. Le 1ᵉʳ avril 2025, à 13 heures, la France aurait frôlé le blackout. Brutalement, le réseau électrique a perdu 9 gigawatts (GW) de production photovoltaïque, soit l’équivalent de neuf réacteurs nucléaires. Un début de scénario proche de celui subi par l’Espagne, 28 jours plus tard. Si l’évènement n’a pas causé de panne, la fréquence du réseau, qui doit être maintenue en permanence à 50 Hz, en a pris un coup.

Xavier Piechaczyk a exprimé son inquiétude face à cette situation. « C’est un sujet important : le 1ᵉʳ avril 2025 à 13 heures, on est passé en épisode de prix négatif et à ce moment-là, sur le réseau, on a perdu en quelques minutes 9 GW de production », a-t-il déclaré au colloque de France Renouvelables, le syndicat des professionnels des énergies renouvelables intermittentes. Il prenait ce même exemple à la soirée de la Suntech le 25 septembre.

Production d’électricité le 1ᵉʳ avril 2025 / Image : RTE (éco2mix).

Peu d’informations sur la programmation des énergies renouvelables

Ce qui a rendu cette perte de production particulièrement problématique, c’est le fait que RTE n’avait reçu aucune information préalable des producteurs éoliens et solaires concernant leur intention de réduire leur production en raison des prix négatifs. Ce premier avril, pas un seul producteur n’avait transmis de programme d’arrêt.

Cette situation met en évidence l’absence de visibilité sur la production des ENR. Alors que les producteurs d’installations de plus de 1 mégawatt (MW) sont censés transmettre leur courbe de programmation de production, cette règle n’est pas toujours honorée. Le président de RTE regrette que cette obligation ne soit respectée que par 5 % des producteurs. Il aimerait une disposition législative pour que les ENR de plus de 10 MW puissent faire des offres à la baisse et a demandé à l’État de faire des propositions sur la pente de la rampe.

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L’ascensoriste finlandais Koné teste un prototype d’ascenseur fonctionnant en courant continu (DC). C’est une innovation dans la gestion énergétique des bâtiments en facilitant l’intégration des énergies renouvelables et la récupération d’énergie.

Le courant continu, longtemps cantonné aux circuits électroniques, s’immisce dans le monde du bâtiment. Le groupe Koné, numéro deux mondial des ascenseurs, vient d’annoncer le lancement d’un Proof of Concept pour un ascenseur fonctionnant entièrement en courant continu (DC). Son objectif ? Démontrer les gains en efficacité énergétique et en stabilité du réseau qu’il peut apporter en lieu et place du courant alternatif (AC). Ce prototype s’inscrit dans le cadre de l’adhésion de Koné à la fondation Current/OS qui milite pour une norme internationale des micro-réseaux en courant continu.

Les ascenseurs, un gros poste de consommation dans un immeuble

En remplaçant les habituelles conversions entre courant alternatif et continu, le système réduit les pertes électriques et facilite la récupération de l’énergie de freinage. « À l’image d’un véhicule électrique, l’énergie produite lors de la descente pourra être réinjectée dans le réseau », explique le président de la fondation Current/OS Yannick Neyret aux Echos. Cette énergie pourrait ensuite alimenter d’autres usages du bâtiment : éclairage, climatisation ou recharge de véhicules qui fonctionnent en DC.

L’ascensoriste entend prouver que cette approche peut rendre les ascenseurs plus sobres et plus résilients, car les ascenseurs sont le plus gros poste de consommation des communs d’un immeuble (s’il n’y a pas de chauffage collectif).

Contrairement à une idée répandue, il ne s’agit pas d’alimenter l’ascenseur uniquement par des panneaux solaires. « L’ascenseur, comme les autres consommateurs du bâtiment, est connecté à un réseau DC alimenté à la fois par le solaire, le réseau public et parfois des batteries », précise la fondation Current/OS. Ce réseau est dimensionné pour l’ensemble des équipements du bâtiment, l’ascenseur pouvant disposer d’une petite réserve d’énergie tampon pour lisser les appels de puissance.

Les avantages du courant continu

En intégrant directement les sources renouvelables, le courant continu permet d’éviter les pertes liées aux conversions AC/DC. Résultat : une meilleure utilisation de l’électricité et une réduction du soutirage sur le réseau électrique classique. Le concept reste encore au stade expérimental mais l’intérêt grandissant d’acteurs comme Koné ou Daikin qui intègrent la fondation témoigne d’une tendance de fond : celle de bâtiments à réseaux hybrides capables de gérer, stocker et redistribuer localement leur énergie. Nous avions par exemple visité le bâtiment Wave de Vinci Energies à Lille, prototype d’un bâtiment à courant continu.

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Le Mécanisme d’ajustement carbone aux frontières (CBAM) permettra, dès janvier 2026, d’intégrer le coût du carbone aux importations d’électricité et d’hydrogène. Il sera accompagné par un système intérieur à l’UE de quota carbone sur ces mêmes secteurs qui montera en puissance

Entré en phase transitoire en octobre 2023, le CBAM (Carbon Border Adjustment Mechanism) impose aux importateurs européens de déclarer les émissions de CO₂ liées à leurs produits. Si 2025 reste une année de simple déclaration, dès 2026, ils devront acheter des certificats carbone alignés sur le prix du marché européen des quotas carbone (ETS), actuellement situé aux alentours de 70 € la tonne de CO₂.

Une disparition progressive des quotas gratuits d’ici 2034

« Une phase transitoire va démarrer de 2026 à 2034, où les quotas gratuits vont progressivement disparaître », explique Adrien Fourmon, avocat en droit de l’énergie au cabinet Jeantet. Ces quotas gratuits « perturbent le signal prix » car une partie des quotas sont aujourd’hui payants et d’autres gratuits. Avec la pleine application du CBAM, entreprises étrangères et européennes paieront toutes le contenu carbone de leurs produits.

S’il existait des quotas gratuits dans l’ETS, c’était pour ne pas trop pénaliser les entreprises européennes face aux importations. Désormais, les entreprises devront « se conformer rapidement et déclarer leurs importations, sinon elles n’auront pas accès au marché européen », prévient l’avocat. L’objectif de ce double mécanisme — marché intérieur et taxe carbone aux frontières — est d’éviter les fuites de carbone et d’assurer une concurrence équitable entre acteurs européens et importateurs.

Électricité : un risque de désavantage pour le Royaume-Uni

Pour l’électricité, le CBAM pourrait impacter l’interconnexion avec le Royaume-Uni, sauf si celui-ci démontre que ses producteurs paient déjà un prix du carbone équivalent via l’UK ETS. Une électricité issue d’un mix très carboné — charbon ou gaz sans capture — émet en moyenne 700 à 900 kg CO₂/MWh. Avec un prix du carbone à 100 €, cela représenterait 70 à 90 € supplémentaires par mégawattheure : ces importations deviendraient largement non compétitives.

À l’inverse, la « cloche solaire » de 14 h sur Eco2Mix (l’outil de RTE pour suivre l’intensité carbone et les prix) montre une intensité carbone de seulement 15 kg CO₂/MWh, soit un coût additionnel d’à peine 1 à 5 € par MWh.

L’Union française de l’électricité (UFE) a déjà réagi et exprimé deux craintes. La première concerne le risque de double paiement du contenu carbone : « il pourrait être très difficile de tracer un import jusqu’à l’installation d’origine au Royaume-Uni », ce qui entraînerait un double paiement (UK et UE). La seconde critique vise la valeur par défaut retenue pour l’intensité carbone du mix britannique, calculée sur la base de données historiques, donc plus carbonées.

Un effet plus spectaculaire sur l’hydrogène

L’impact du CBAM devrait être encore plus marqué sur les importations d’hydrogène. L’hydrogène gris, produit à partir de gaz naturel, émet 9 à 12 kg de CO₂ par kg d’H₂. Au prix actuel du carbone, cela renchérit le produit d’environ 1 € par kg, portant son coût total entre 2,5 et 4 € contre 1,5 à 3 € auparavant.

L’hydrogène bleu, avec capture partielle du CO₂, limiterait la hausse à 0,3 à 0,6 €/kg. Quant à l’hydrogène vert, issu d’électrolyse alimentée par des énergies renouvelables, ses émissions tombent sous 1 kg CO₂/kg d’H₂ produit, soit moins de 10 centimes de coût carbone supplémentaire. Et plus le prix du carbone augmentera, plus l’hydrogène vert deviendra compétitif, jusqu’à devenir moins cher que l’hydrogène fossile.

Un levier diplomatique et climatique

Au-delà de ses effets économiques, le CBAM agit comme un outil diplomatique. Il incite les pays exportateurs à instaurer leurs propres systèmes de tarification du carbone pour éviter une double pénalisation. Certains, comme le Maroc ou le Canada, s’en inspirent déjà pour aligner leurs politiques climatiques sur celles de l’Europe.

Plusieurs zones d’ombre demeurent : l’intégration des émissions indirectes dues à l’électricité utilisée dans les processus de fabrication (acier, chimie…), la répercussion sur le prix final payé par les consommateurs européens, et la trajectoire future du prix du CO₂. Alors que la nouvelle version de l’ETS 2 doit couvrir le carburant routier et le chauffage domestique dès 2027, les prix de l’énergie pourraient fortement augmenter. La réussite du couplage entre CBAM et ETS apportera rapidement des réponses.

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L’institut Qualimétrie a mené une étude auprès de quatre comparateurs de fournisseurs d’énergie pour analyser leurs pratiques envers les consommateurs. Ils sont loin de la transparence, selon ses conclusions.

Du 27 juin au 28 juillet 2025, Qualimétrie a enquêté sur les pratiques de quatre comparateurs d’énergie (Hello Watt, Selectra, Papernest et Choisir) afin d’évaluer leur impartialité et la qualité de leur accompagnement. Au total, 200 appels ont été réalisés selon quatre profils de consommateurs fictifs : un client mécontent, un abonné en litige avec son fournisseur, un usager souhaitant faire le point sur sa facture et un particulier déménageant.

Dans 62 % des appels, le rôle des conseillers n’est pas clairement exprimé, semant le trouble avec 50 % se disant impartiaux vis-à-vis des fournisseurs. À peine 47 % mentionnent spontanément qu’ils travaillent avec plusieurs fournisseurs.

Pression commerciale et opacité du financement

Les conseillers posent des questions de cadrage dans 83 % des appels (pour évaluer le besoin de l’appelant) mais seuls 37 % s’intéressent réellement aux attentes du client (écologie, service, engagement). À regarder le résultat : plus de la moitié des appelants ne se voient proposer qu’une seule offre et dans 80 % des cas, le conseiller favorise un fournisseur précis.

Les arguments reposent quasi exclusivement sur le prix (89 % des appels) et non pas sur les besoins du client. Les critères comme le service client, les engagements du fournisseur et le type d’énergie fournie passent souvent à la trappe, regrette l’institut. Près d’un conseiller sur deux pousse fortement le consommateur à souscrire immédiatement. Deux tiers (66 %) évoquent la gratuité du service et seuls 37 % précisent les modalités de rémunération.

Le service ne semble pas rendre satisfaction à en croire l’étude :  47 % des consommateurs interrogés déclarent qu’ils ne recommanderaient pas leur comparateur et seuls 40 % disent ne pas avoir eu confiance lors de l’appel. Mieux vaut peut-être utiliser le comparateur du Médiateur national de l’énergie, un service public.

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En Australie, le producteur français Neoen met en service la deuxième tranche de Collie Battery et lance le chantier de Muchea Battery, sa première installation de stockage longue durée de six heures. Le groupe dépasse les 3 GWh de batterie installés.

À Collie (extrême sud-ouest de l’Australie), une gigantesque batterie nommée Collie 2 fournit désormais ses services à l’Australian Energy Market Operator (AEMO) depuis le premier octobre. Dotée d’une capacité de 341 MW pour 1363 MWh, elle arrive à point nommé, au moment où l’Australie compense la fermeture progressive de ses centrales fossiles. Combiné à la première tranche Collie 1 (219 MW et 877 MWh), l’ensemble atteint 560 MW et 2240 MWh, l’ensemble devient la plus grande batterie australienne en service et la première à dépasser les 2 GWh, selon le communiqué de presse de Neoen.

Une première batterie à longue durée

Toujours sur le réseau électrique South-West Interconnected System (SWIS), la construction d’une autre batterie nommée Muchea a commencé. Elle est la première batterie longue durée de six heures dans le portefeuille mondial de Neoen. D’une puissance de 164 MW pour 905 MWh, elle sera équipée de 252 Tesla Megapack 2XL et connectée au réseau SWIS via Western Power. Les travaux seront confiés à Tesla et à UGL (filiale de CIMIC). Le projet bénéficie du Capacity Investment Scheme, c’est le dispositif fédéral destiné à soutenir les infrastructures de stockage en Australie. La fonction de Muchea sera de contribuer à stabiliser le réseau lors des pics de demande en soirée.

Avec Collie 2 et Muchea, Neoen cumule désormais 724 MW et 3 145 MWh de stockage dans l’État, c’est gigantesque. C’est le fruit d’un investissement total supérieur à un milliard de dollars australiens (560 millions d’euros).

Un gros contrat avec l’industrie minière

Parallèlement, Neoen déploie sa stratégie de fourniture d’électricité renouvelable au travers de contrats de gré-à-gré (PPA). Fin septembre, le groupe a signé un contrat de 100 MW sur dix ans avec le géant minier BHP pour ses activités de cuivre en Australie-Méridionale. Combiné à un premier PPA de 70 MW en vigueur depuis juillet, il couvrira environ 70 % de la consommation électrique de BHP d’ici 2030. L’électricité proviendra du parc éolien Goyder North et de la future Goyder Battery d’au moins 200 MW et 800 MWh. Neoen chérit l’Australie, pays dans lequel elle totalise plus de 5 GWh installés ou en construction.

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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.

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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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