Zéro tonne de CO₂. Voici les émissions de l’étage central du Space Launch System (SLS), le lanceur américain qui a propulsé des astronautes vers la Lune pour la première fois depuis plus de 50 ans. Pour autant, derrière ce chiffre se cache une réalité plus complexe, loin d’être décarbonée.

En regardant les images du décollage de la mission Artémis II, difficile de croire que le nouveau lanceur américain, répondant à l’acronyme SLS, n’a émis aucun CO₂ mis à part via ses deux boosters additionnels. Et pourtant, l’étage central de cette fusée de presque 100 mètres de haut n’en a pas émis pour la simple et bonne raison qu’il fonctionne à l’hydrogène ! En concevant son nouveau lanceur, la NASA a, en effet, choisi 4 moteurs-fusée de type RS-25 qui équipaient les navettes spatiales, et qui ont la particularité de consommer de l’oxygène et de l’hydrogène liquide. Ce mélange affiche une efficacité énergétique remarquable avec une impulsion spécifique élevée.

Dans le cas de la mission Artemis II, le SLS a embarqué environ 143 tonnes d’hydrogène liquide, de quoi fournir une poussée constante pendant près de 8 minutes et ainsi permettre au vaisseau Orion de prendre la direction de la Lune. Pendant l’ascension, la combustion de l’hydrogène et de l’oxygène a généré plus de 1200 tonnes de vapeur d’eau. Pour autant, impossible de qualifier ce vol de neutre pour l’environnement.

L’hydrogène en question a été obtenu par des procédés industriels standard, à savoir le vaporeformage du méthane, une technique gourmande en énergie, et très émettrice de CO₂. Selon le consultant Greenly, la production et la liquéfaction de cet hydrogène auraient émis plus de CO₂ que les émissions directes de la mission Apollo 8, utilisant pourtant du kérosène. Aux 1979 tonnes de CO₂ émises pendant le voyage Apollo 8, Artemis II a émis plus de 2100 tonnes de CO₂.

L’hydrogène, un carburant potentiellement écologique mais difficile à maîtriser

Le recours à l’hydrogène liquide laisse tout de même entrevoir un avenir de la conquête spatiale moins carboné grâce au recours à de l’hydrogène vert. Néanmoins, la route est encore très longue avant d’y parvenir. Malgré un potentiel très élevé, l’utilisation d’hydrogène liquide est d’une très grande complexité, ce qui a déjà causé des retards lors de la première mission Artemis. Cette complexité tient aux caractéristiques de l’hydrogène, plus petit atome connu qui est d’une extrême volatilité. De ce fait, les fuites sont fréquentes et difficiles à éviter. En parallèle, sa liquéfaction est le seul moyen d’atteindre une densité intéressante. Mais elle n’est atteignable que dans des conditions de froid extrême, et nécessite un refroidissement à une température de -253 degrés Celsius.

Compte tenu de ces particularités, pour faire le plein du SLS, la NASA a dû mettre au point un système extrêmement sophistiqué avec des réservoirs cryogéniques situés au pied du pas de tir. Les réservoirs du SLS ne sont remplis qu’au dernier moment pour éviter que l’immense majorité de l’hydrogène liquide ne se réchauffe, tandis que des soupapes dédiées permettent d’évacuer la part d’hydrogène qui s’est évaporée. D’ailleurs, ces difficultés ont participé à retarder le lancement d’Artemis II de plusieurs mois.

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Si la production d’électricité à partir du vent est bien décarbonée, l’impact environnemental du secteur de l’éolien offshore est loin d’être neutre, notamment à cause des matériaux nécessaires à leur construction. Le fabricant européen Siemens Gamesa travaille d’arrache-pied pour réduire cet impact, et montre ses avancées à travers le plus grand parc du Danemark : Thor. 

En apparence, le parc éolien Thor, situé au large du Danemark, n’a rien de particulier. Il fait partie de ces nombreux projets offshore qui dépassent le GW de puissance grâce à des turbines avoisinant les 15 MW. Dans le détail, ce parc, porté par RWE et le Norges Bank Investment Management (NBIM), est composé de 72 éoliennes Siemens Gamesa SG 14-236 DD, et devrait être inauguré en 2027. D’ailleurs, le chantier avance à bon rythme, puisque la sous-station est en place et toutes les fondations ont été réalisées, tandis que la première turbine a été installée début mars.

Pourtant, ce parc éolien a une particularité qui préfigure peut-être l’avenir de l’éolien offshore : ses éoliennes sont en partie composées de mâts en acier à faible impact CO2, et de pales de rotor recyclables.

Économie circulaire et industrialisation décarbonée

Principale matière première d’une éolienne en termes de poids et de volume, l’acier affiche une empreinte carbone importante du fait de son procédé de fabrication. Selon des statistiques du gouvernement, une tonne d’acier produite dans une aciérie traditionnelle génère 1,8 tonne de CO₂. Face à ce constat, et pour améliorer le bilan carbone de ses éoliennes, Siemens Gamesa a lancé la GreenerTower, un mât d’éolienne composé d’acier bas carbone. Cet acier répond à une certification qui indique un maximum de 0,7 tonne d’émission d’équivalent CO₂ par tonne d’acier, tout en conservant les propriétés et la qualité de l’acier. Sur le parc Thor, on retrouve 36 mâts GreenerTower. Cette initiative permettrait de réduire de 20% les émissions de CO2 associées à la construction de ce parc.

En parallèle, Siemens Gamesa travaille également sur la recyclabilité de ses pales d’éoliennes. En temps normal, les matériaux composites qui les composent sont parfois difficiles à recycler, mais le fabricant hispano-allemand a trouvé la parade en utilisant une résine spécifique. La structure chimique de cette dernière permet de la séparer plus facilement des autres matériaux, et donc d’en permettre le recyclage. Sur le projet Thor, on parle de 120 pales recyclables, soit 40 turbines.

Réduire l’impact carbone de l’éolien

Ces avancées vont permettre de réduire le bilan carbone déjà très bon de l’éolien offshore. Selon la base Empreinte de l’ADEME, l’éolien offshore émettrait entre 10 et 15 gCO₂eq/kWh contre un peu moins de 50 gCO₂eq/kWh pour le photovoltaïque. Seul l’éolien terrestre et le nucléaire font mieux avec un peu moins de 9 gCO₂eq/kWh pour le premier et entre 1,21 et 3,7 gCO₂eq/kWh pour le nucléaire selon les dernières estimations du CEA et d’EDF.

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Chez Révolution Énergétique, on adore mettre en avant l’ingéniosité et le savoir-faire de bricoleurs passionnés qui n’hésitent pas à expérimenter pour trouver leur propre solution de production d’énergie décarbonée. Marc Nering rentre parfaitement dans cette catégorie. Jeune retraité, ce Canadien a réinventé la roue à aube pour obtenir une électricité propre, prévisible, et presque illimitée chez lui.

Marc Nering a l’énergie hydraulique chevillée au corps ! Ancien manager dans le secteur de l’hydroélectricité, il a voulu se retirer en plein cœur de la Colombie-Britannique pour y passer ses vieux jours. Mais le flot continu de la Cheakamus River, située en bas de son jardin, lui rappelait quotidiennement qu’une immense quantité d’énergie restait ici inexploitée. C’est en tombant sur un guide datant du XIXᵉ siècle sur la construction des moulins à eau qu’il a décidé de se lancer, et tenté de fabriquer sa propre roue à aube.

Fort de cette inspiration et de son expérience dans l’industrie lourde, il a appris à souder l’aluminium pour construire une roue de 3 mètres de diamètre pour 1 mètre de large. D’abord imaginée comme une pompe à spirale pour irriguer ses terrains, Marc Nering l’a finalement associée à un alternateur pour alimenter sa maison. Cette installation lui permet de produire quotidiennement presque 36 kWh d’électricité grâce à la régularité du courant.

10 ans d’innovations et de modifications

Avec sa microcentrale mise en place en 2017, Marc Nering n’a pas atteint la perfection du premier coup, et ne cesse d’améliorer son installation. Parmi les modifications les plus conséquentes, on peut citer le recours à des roulements en bois, plutôt qu’à des roulements traditionnels. À cause de l’humidité permanente, ces derniers avaient la fâcheuse tendance à rendre l’âme en quelques mois seulement. Le retraité a donc fait appel à Lignum Vitae, une société américaine spécialisée dans la fabrication de roulements lubrifiés par l’eau grâce à leur composition en bois de gaïac. Extrêmement dense, ce bois servait aussi bien à la fabrication de jambes de bois que d’essieux ou encore de paliers pour les arbres d’hélices de bateaux. Il est encore utilisé dans certaines centrales hydroélectriques.

Parmi les autres innovations de sa microcentrale, Marc Nering envisage notamment de remplacer la courroie de transmission par une chaîne, ou encore de mettre en place un système automatique d’ajustement de la hauteur. Ce système est encore manuel, ce qui oblige son propriétaire à l’ajuster en fonction de la météo.

Des pays en développement intéressés

Tenant à son temps libre, Marc Nering n’envisage pas de commercialiser sa centrale. Dans une interview pour le magazine américain Hydro Leader, il a notamment expliqué que son installation ne serait jamais aussi avantageuse que l’électricité du réseau, d’un point de vue financier. En revanche, elle reste une solution intéressante pour les communautés hors réseau et les pays en développement.

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Si vous comptiez installer des panneaux solaires pour vendre votre production, sachez c’est plus que jamais un mauvais plan. Comme l’année dernière à la même période, le gouvernement envisage de réduire drastiquement le soutien aux petites centrales solaires, impactant directement les particuliers. 

Ça bouge encore, du côté des aides de l’État concernant les petites installations solaires. Quelques semaines après que Roland Lescure et Maud Brégeon aient évoqué une modification du guichet ouvert pour les installations de moins de 100 kilowatts-crête (kWc), un texte vient d’être présenté au Conseil supérieur de l’énergie (CSE). Celui-ci prévoierait une énième baisse du tarif d’achat par EDF OA du surplus de production des petites installations solaires.

Actuellement, ce tarif est fixé à 0,04 €/kWh pour les installations comprises entre 0 et 9 kWc, et 0,047 €/kWh pour le segment 9 kWc – 100 kWc. Selon le texte en question, il pourrait tomber à 0,011 €/kWh pour toutes les installations de moins de 100 kWc, à condition que les prix de marché soient positifs. Rappelons qu’avant le 27 mars 2025, ce tarif était fixé à 0,1269 €/kWh pour les centrales de moins de 9 kWc. Cela représente une potentielle baisse totale de 91 % en à peine plus d’un an !

D’ailleurs, le texte prévoit également un tarif de soutien nul en cas de prix négatifs sur le marché, et même une suppression de la prime à l’autoconsommation ! Celle-ci est actuellement de 80 €/kWc installé pour les installations de moins de 9 kWc, alors qu’elle était, avant mars 2025, fixée entre 160 € et 210 € en fonction de la taille de la centrale.

Limiter le pic de production électrique du solaire ?

Cette nouvelle réduction des aides risque d’entraîner un coup d’arrêt du déploiement du photovoltaïque chez les particuliers, et ce n’est peut-être pas un hasard. À mesure que les capacités de production solaire augmentent, on observe un pic de production en milieu de journée qui pourrait à terme conduire à des déséquilibres de réseau si rien n’est fait, et d’augmenter la récurrence des prix négatifs. Seules solutions face à cette surproduction solaire : augmenter la consommation électrique ou stocker le surplus d’énergie.

Or, la consommation électrique française n’augmente toujours pas, et les dispositifs de stockage de l’énergie sont encore peu nombreux sur le territoire national. D’ailleurs, d’un point de vue réseau, encourager l’autoconsommation revient à réduire la consommation, et ne permet donc pas de compenser une éventuelle surproduction. Compte-tenu de cette situation, ralentir le déploiement des installations solaires non pilotables devient l’une des rares solutions immédiates permettant de limiter les risques de surproduction.

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Produire des briques sans émettre de CO₂, voilà en résumé l’ambition de l’entreprise Wienerberger pour son site anglais de Denton. Le leader mondial de la terre cuite s’apprête à convertir l’une de ses usines à l’hydrogène vert. Ce projet préfigure la difficile décarbonation d’un secteur industriel qui repose sur la production de chaleur pour la cuisson de ses produits.

Une usine de production de briques, située dans la banlieue de Manchester, vient d’obtenir un financement de 6 millions de livres sterling (6,9 millions d’euros) pour convertir ses deux fours tunnels à l’hydrogène. Objectif : se passer du gaz naturel pour réduire drastiquement les émissions de CO₂. Le projet est loin d’être modeste, car il va falloir remplacer les 224 brûleurs des deux fours, créer une infrastructure d’approvisionnement en hydrogène, et mettre à niveau le système électrique du site. En revanche, l’intégrité structurelle des fours ne devrait pas être modifiée. Il s’agira de la première usine de brique à hydrogène à l’échelle commerciale dans le monde.

L’hydrogène vert utilisé proviendra du projet Tafford Green Energy, qui consiste à produire de l’hydrogène grâce à un processus d’électrolyse de l’eau. L’électricité utilisée pour produire cet hydrogène sera issue de sources d’énergies renouvelables, à savoir du solaire et de l’éolien. D’une puissance initiale de 20 MW, le projet devrait atteindre, à terme, 200 MW. L’hydrogène sera acheminé jusqu’à l’usine par remorques.

L’usine devrait entièrement fonctionner à l’hydrogène à partir de l’automne 2028. Cette conversion devrait éviter les émissions de plus de 11 000 tonnes de CO₂ par an.

Décarboner la production de briques et de tuiles

Les initiatives se multiplient pour tenter de décarboner l’industrie des briques et des tuiles, mais la tâche est loin d’être simple. Pour obtenir leur résistance, ces matériaux nécessitent une cuisson de longue durée (24 heures) à des températures frôlant les 1000 °C. Pour tenter d’en réduire l’impact, certains mettent en place des systèmes de récupération de la chaleur fatale, tandis que d’autres comptent sur la capture du CO2.

En France, un projet de cuisson à l’hydrogène a été mené par l’ADEME, et a montré que cette technologie n’avait pas d’impact sur la qualité des briques fabriquées, en comparaison au gaz naturel. En revanche, un problème demeure avec cette solution : le prix de l’hydrogène vert. Dans la conclusion de son rapport en 2025, l’ADEME a ainsi indiqué que « le coût de ce vecteur énergétique reste très élevé pour envisager son usage à l’échelle industrielle dans la conjoncture actuelle sans soutien financier local, national ou européen ». Et si la solution à ce problème était située en Moselle, grâce à ses sous-sols riches en hydrogène naturel ?

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a approuvé un accord entre RTE et EDF autorisant le gestionnaire de réseau à imposer le maintien en fonctionnement de réacteurs nucléaires pour des besoins de régulation de tension, hors marché.

Outre la production d’électricité, il existe également un marché dédié à la régulation de la fréquence. Les réserves primaire (FCR), secondaire (aFRR) et tertiaire (mFRR) permettent, par ordre de rapidité d’activation, le maintien de la fréquence à 50 Hz. Mais pour la tension (en volts), il n’y a pas de marché similaire, ou du moins le marché d’ajustement n’est pas suffisant. Et cela pose un problème à la CRE au vu de l’évolution du mix électrique.

La modulation du nucléaire, ou l’art de jongler entre les contraintes techniques d’exploitation et le vieillissement (non prouvé à ce jour) pour optimiser la vente d’électricité. Avant, le nucléaire servait en production de base, relativement constante au fil des heures. Désormais, avec la cloche solaire du midi et le flux des vents, EDF optimise sa production pour s’écarter des périodes de prix bas, au moment où les énergies renouvelables produisent et font baisser l’ordre de mérite, et produire lors des pointes de consommation.

La CRE s’est toutefois rendue compte d’un problème auquel le marché seul ne répond pas. EDF n’a plus de vraie incitation à produire en même temps que les renouvelables pour réguler la tension avec ses machines tournantes (turbines à vapeur). La CRE doit alors trouver une solution, avec le gestionnaire du réseau RTE, pour pousser à EDF et revenir partiellement à une logique technique d’exploitation du réseau.

Éolien et solaire peinent à réguler la tension

Contrairement aux centrales nucléaires ou thermiques, les installations éoliennes et photovoltaïques, majoritairement raccordées via des onduleurs, contribuent peu à ce service système. Or, l’instabilité de la tension peut entraîner des déconnexions d’équipements, voire des incidents en chaîne, comme le black-out espagnol que le régulateur français a en tête.

Dans sa délibération, la CRE valide ainsi un dispositif d’« imposition de puissance à l’injection » permettant à RTE de réserver à l’avance certaines unités de production. Concrètement, EDF pourra être contraint de maintenir des réacteurs en fonctionnement, y compris en période de prix négatifs, non pour produire de l’électricité mais pour fournir un service de régulation de tension.

Une légère hausse des factures à prévoir ?

Ce nouveau cadre va au-delà du mécanisme d’ajustement existant, jugé insuffisant car limité à des activations de court terme. L’échelle d’activation est beaucoup moins rapide que les ENR, par exemple, qui ajustent suivant les toutes dernières prévisions météo avant livraison effective.

La question de la rémunération questionne. La CRE valide une compensation couvrant le manque à gagner d’EDF : l’indemnisation correspondra à l’écart entre les revenus effectivement perçus sous contrainte et ceux qu’aurait générés une exploitation sans intervention de RTE. Ce coût sera répercuté sur le Turpe et ne devra pas, selon les mots de la CRE, être abusif.

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Le Sénat a adopté, le 13 avril, la proposition de loi relative à l’hydroélectricité, suivant le compromis entre l’État et la Commission européenne. Le texte prévoit la bascule du régime de concession vers un régime d’autorisation pour les installations existantes en mettant à la concurrence une partie des barrages.

Après l’Assemblée nationale, le Sénat valide la proposition de loi relative à l’hydroélectricité, visant à sortir les barrages sous le régime de la concession d’une impasse qui dure. Il ne reste plus qu’à s’accorder en commission mixte paritaire, entre les deux chambres. Cela devrait être une formalité.

L’article 1ᵉʳ acte la transformation juridique des concessions hydroélectriques en autorisations administratives sans remise en concurrence systématique des ouvrages. Cela permet de satisfaire Bruxelles et de garder une grande partie des barrages publics. La réattribution aux concessionnaires devrait permettre de relancer les travaux de rehausse, de modernisation et des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) comme les 500 millions d’euros qu’EDF s’apprête à investir à Montézic.

La sûreté des ouvrages et la gestion hydrologique préservés

Ces nouvelles autorisations contiendront des critères de performance, de sûreté des ouvrages et de gestion hydrologique ainsi que des prescriptions relatives à la continuité écologique. Quand plusieurs exploitants opèrent sur une même vallée, l’ensemble doit être coordonné. Le Sénat s’est particulièrement focalisé sur les articles fiscaux et concurrentiels. L’article 8 redéfinit le régime des redevances et de l’imposition forfaitaire des entreprises de réseaux (IFER) applicable aux ouvrages hydroélectriques.

Plusieurs amendements ont été adoptés afin de neutraliser les effets de la réforme pour les collectivités territoriales : fléchage d’une part des redevances vers les établissements publics de bassin, mécanismes de compensation pour les pertes de recettes et révision de la clé de répartition de l’IFER entre communes et départements.

40% de la production soumise à la concurrence

L’article 12 organise la mise à disposition sur le marché d’une fraction de la production hydroélectrique d’EDF afin de corriger la position dominante de l’opérateur historique, une critique qui était adressée par Bruxelles. Le dispositif initial, qui fixait un plafond de 6 gigawatts (GW) de capacités mises aux enchères, a été réécrit pour coller à l’accord gouvernement-Bruxelles avec un objectif exprimé en volume relatif : au moins 40 % de la production hydroélectrique devra être proposée via des mécanismes d’enchères avec une clause de révision quinquennale.

C’est une question de compatibilité du dispositif avec le droit européen. Les modalités opérationnelles – calendrier, produits mis aux enchères, rôle de la CCRE – devront être précisées par voie réglementaire. Adopté en séance publique, le texte va aller en commission mixte paritaire et devrait être définitivement adopté.

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Le rapport remis au Premier ministre par Jean-Bernard Lévy et Thierry Tuot ne signe ni l’arrêt des énergies renouvelables, ni leur relance à tout prix, mais donne des recommandations pour réduire leur coût.

Les appels d’offres étaient à l’arrêt, cela faisait deux ministres de l’Énergie et la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) n’était toujours pas publiée. Le retard s’accumulait, la filière licenciait, la consommation ne décollait toujours pas et les prix de marché baissiers augmentaient les coûts des renouvelables pour l’État. Être ministre de l’Énergie ou premier ministre, à l’heure des choix, ne devait pas être facile. Alors Sébastien Lecornu, pour temporiser et gagner un peu de temps avant la publication de la PPE3, avait missionné les anciens patrons d’EDF et le directeur de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour penser la rationalisation du soutien aux énergies renouvelables.

En l’espace de deux ans, le soutien public à l’éolien et au solaire a fortement augmenté, passant de 2,6 milliards d’euros en 2024 à près de 6,8 milliards en 2026. À horizon cinq ans, la facture pourrait dépasser 10 milliards d’euros par an. Cela vient du mécanisme de soutien qui garantit des revenus aux producteurs un revenu (où l’État complète la différence entre le niveau du marché et ce tarif), alors même que les prix de gros de l’électricité sont tirés vers le bas par une offre abondante.

Ne pas freiner les renouvelables mais limiter leur coût pour l’Etat

La production renouvelable progresse rapidement mais la consommation d’électricité stagne depuis plus d’une décennie. Les prix sont durablement bas, voire négatifs, notamment lors des pics de production solaire. Dans ce contexte, l’État se retrouve à compenser un écart croissant entre prix de marché et prix garantis, et c’est une ruine pour lui.

Pour autant, ils refusent d’y voir une mauvaise situation. Les dernières annonces de Lecornu sur l’électrification (pompes à chaleur, véhicules électriques…) montrent que notre dépendance aux fossiles pèse sur notre souveraineté, balance commerciale et empreinte écologique. Le véritable enjeu n’est donc pas de produire moins d’électricité mais de mieux aligner l’offre et la demande tout en maîtrisant les coûts.

Nous sortons d’un monde de développement à tout prix pour entrer dans un modèle où les producteurs sont davantage exposés aux signaux de marché, plaide le rapport. Concrètement, cela passe par une réforme des dispositifs de soutien, notamment la réduction progressive des guichets ouverts, notamment pour les petites installations, et de privilégier des appels d’offres compétitifs. À terme, ces appels d’offres pourraient devenir « neutres », c’est-à-dire ouverts à différentes technologies, avec un critère central : le coût de production.

Privilégier les projets de grande taille

Dans le même esprit, le rapport cherche les effets d’échelle en privilégiant les projets de grande taille, plus compétitifs grâce aux effets d’échelle. Il met également l’accent sur la réduction des coûts de développement, regrettant des spécificités françaises (même si, c’est regrettable, il n’est pas allé voir hors des frontières) : délais administratifs longs, complexité des procédures, obstacles juridiques. Autant de facteurs qui renchérissent le coût des projets par rapport à d’autres pays européens.

Niveau financement, comme l’idée qui a germé sur le programme des futurs réacteurs nucléaires EPR2, les auteurs proposent d’étudier la mobilisation des fonds d’épargne gérés par la Caisse des dépôts, notamment issus du Livret A, afin de réduire le coût de la dette des projets les plus capitalistiques, notamment l’éolien en mer.

Changer les critères des appels d’offres

L’épine dans le pied : les contrats solaires anciens. Certaines installations mises en service à la fin des années 2000 bénéficient encore de tarifs de rachat très élevés, parfois supérieurs à 500 euros le mégawattheure. C’était certes dû à leur coût d’investissement élevé à l’époque, mais rien ne justifie ce tarif aujourd’hui. Les rapporteurs évoquent des situations de « sur-rentabilité » et suggèrent d’explorer des voies pour en limiter l’impact.

Enfin, une attention particulière est portée à l’intégration des renouvelables dans le système électrique. Face à la multiplication des épisodes de prix négatifs, le rapport propose d’adapter les règles de soutien afin d’inciter les producteurs à moduler leur production en couplant, par exemple, des AO solaires avec des batteries. Changer le mode de calcul du M0, élargir jusqu’aux centrales de 1 MW l’obligation d’arrêt lors des prix négatifs, augmenter à 300 heures la franchise annuelle pour prix négatifs et ajouter une franchise quotidienne de 2 heures…

Ce rapport est entre les mains du Premier ministre, nous verrons dans les prochains jours les critères des appels d’offres renouvelables, s’ils incluent certaines de leurs recommandations.

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Bricoler ou élaguer à l’autre bout de son jardin, cuisiner à l’électricité dans son van : les batteries portables permettent d’utiliser tout un tas d’appareils sans utiliser de gaz ou de pétrole ni se soucier de la présence d’une prise à proximité. Parmi les nombreux modèles disponibles sur le marché, la Fossibot F2400 est actuellement proposée à 739 € chez Amazon, contre 799 € habituellement. La remise de 60 € s’applique jusqu’au 3 mai 2026.

Il n’y a que l’embarras du choix parmi les innombrables batteries mobiles, aussi appelées « générateurs solaires », commercialisées à ce jour. Autant choisir la moins chère, à performances égales. En ce moment, c’est la F2400 de Fosssibot qui est en promo. Cette batterie de 22 kg qui propose 2 kWh de capacité de stockage pour 2400 W de puissance de sortie AC s’affiche actuellement à 739 € sur Amazon, au lieu de 799 €. La baisse est donc de 60 €, soit 7,5 % de son prix initial.

Une batterie rechargeable sur des panneaux solaires, le réseau ou une prise allume-cigare

Avec sa batterie LiFePO4 de 2 048 Wh et sa puissance AC annoncée de 2 400 W en sortie (et jusqu’à 4 800 W en pic), la F2400 vise les besoins qui dépassent la recharge d’un téléphone ou d’un ordinateur. Elle peut alimenter plusieurs appareils de maison ou de camping, comme un réfrigérateur, une bouilloire, un téléviseur ou des outils, à condition, bien sûr, de rester dans les limites de puissance. Pour la recharger, l’on peut utiliser le réseau (2400 W max), des panneaux solaires (jusqu’à 500 W), les deux en même temps (jusqu’à 1600 W) et même une prise allume-cigare (120 W max en 12 V et 240 W en 24 V).

Son format la rapproche davantage d’une solution de secours ou d’appoint que d’une simple batterie externe. Les dimensions annoncées, 27 x 32 x 39 cm, et le poids (22 kg) implicite d’un tel gabarit la destinent plutôt au transport occasionnel qu’au déplacement quotidien. Elle n’est d’ailleurs pas équipée de roulettes pour faciliter son déplacement.

Quelle autonomie espérer avec la Fossibot F2400 ?

La capacité de 2 048 Wh est assez confortable en fonction des appareils que vous y branchez. Comptez 2,5 jours d’autonomie pour un grand réfrigérateur-congélateur de maison, mais plutôt 5 jours pour un combiné réfrigérateur-congélateur de van aménagé. Si vous l’utilisez pour de gros travaux, l’autonomie chute à quelques heures. Un broyeur de branches de 2400 W ne tiendra qu’une heure, par exemple, avant que la batterie ne doive être rechargée.

Cependant, un ordinateur portable avec un routeur 4 ou 5 G/Wifi pourra fonctionner pendant 6 à 7 jours en utilisation intensive (télétravail par exemple). Vous pouvez même utiliser la F2400 pour cuisiner sur une plaque à induction mobile, une seule cuisson de pâtes consommera moins d’un quart de la capacité totale.

Un prix qui reste dans la bonne zone pour ce segment

À 739 €, la F2400 se situe dans une fourchette plutôt basse pour une station LiFePO₄ de plus de 2 kWh avec forte puissance de sortie. La réduction de 60 € n’est pas massive, mais elle baisse un peu le ticket d’entrée sur un produit dont le prix est surtout justifié par la capacité, la puissance et la durée de vie annoncée.

Le fabricant met en avant plus de 3 500 cycles de charge complets et une garantie de trois ans. Ce sont des éléments à prendre en compte si l’achat vise un usage régulier, voire intensif, plutôt qu’un dépannage ponctuel. Cette offre s’adresse surtout à ceux qui cherchent une station électrique portable sérieuse pour le camping, un véhicule aménagé, un atelier mobile ou une solution de secours domestique. Elle sera moins pertinente pour un usage léger, où un modèle plus compact et moins cher suffirait largement.

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La récente fermeture de centrales nucléaires en Belgique et en Allemagne aurait des répercussions négatives directes sur les émissions de CO₂ de toute l’Europe. Selon une étude, le surplus d’émissions serait de l’ordre de 16,4 millions de tonnes par an. Une nouvelle qui vient conforter la nouvelle politique énergétique européenne qui intègre désormais le nucléaire. À ce sujet, seule l’Allemagne montre encore des réticences, mais pour combien de temps ? 

Si le nucléaire revient depuis quelques années sur le devant de la scène, les stratégies nationales varient encore drastiquement d’un pays à l’autre. Alors que la France travaille à renforcer son parc nucléaire, la Belgique et l’Allemagne affichent toujours une dynamique de désengagement vis-à-vis du nucléaire. Depuis 2022, les deux pays ont débranché un total de 8 GW de capacité de production électrique d’origine nucléaire.

Une récente publication, parue dans Energy Strategy Reviews, a tenté de déterminer l’impact de ces déconnexions à l’échelle de ces deux pays mais également de l’Europe. Les résultats suggèrent un manque à gagner économique, et une perte de réduction des émissions de CO2.

Deux scénarios comparés

Pour en venir à cette conclusion, les chercheurs ont établi trois scénarios 2030 à comparer, en se basant sur l’année 2030. Le premier scénario, qui sert de référence, considère une année 2030 durant laquelle toutes les centrales belges et allemandes sont fermées, ce qui correspond à la politique initiale des deux pays. Le deuxième scénario considère une puissance nominale de 2 GW côté belge. Depuis le déclenchement de la guerre en Ukraine, le pays envisage en effet de redémarrer deux réacteurs d’ici la fin de la décennie. Enfin, le troisième scénario suppose une capacité de production nucléaire de 4 GW pour la Belgique et 4 GW pour l’Allemagne, correspondant à une prolongation de toutes les centrales encore en service en 2021, au moins jusqu’en 2030.

À la lecture de la publication, on constate que la prolongation de ces réacteurs nucléaires aurait permis de réduire les émissions de CO₂ de 16,4 millions de tonnes par an en 2030 en comparaison au premier scénario. Cela représente 5 % d’émissions de moins que le scénario 1. Cette réduction d’émissions se répartit à 56 % pour la Belgique et l’Allemagne, et à 44 % pour les pays transfrontaliers qui peuvent alors profiter plus facilement d’une énergie décarbonée. D’un point de vue économique, cette même comparaison souligne une économie de 1,5 milliard d’euros pour la Belgique et 1,8 milliard d’euros pour l’Allemagne en maintenant les centrales nucléaires, grâce à une baisse des coûts d’exploitation. Dans ce contexte, la réduction des émissions de CO₂ limite également le coût des taxes liées à ces émissions.

Quel avenir énergétique pour l’Europe ?

L’étude suggère que l’abandon du nucléaire par un pays a des conséquences qui dépassent ses propres frontières, et fait résonner les propos d’Ursula von der Leyen, qui a récemment déclaré que « l’Europe a commis une erreur stratégique en se détournant du nucléaire ». D’ailleurs, la Belgique a d’ores et déjà changé d’avis, et a notamment signé l’accord de la COP28 sur le triplement des capacités nucléaires mondiales d’ici 2050. De son côté, l’Allemagne mise depuis longtemps sur la fusion nucléaire plutôt que la fission. Mais face à l’urgence climatique, on pourrait s’attendre, là aussi, à un changement de stratégie. Récemment, la ministre allemande de l’Économie a déclaré que le gouvernement devrait s’intéresser à nouveau à l’énergie nucléaire.

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

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

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

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

L’ancien patron du projet ASTRID aux manettes

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

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

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

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

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

Prix du gaz en augmentation de 70%

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

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

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

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

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

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

Un danger plus proche que jamais

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

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

L’article Ce chercheur hacke un onduleur solaire avec un simple aimant caché dans une tasse est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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

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

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

Sortir du gaz grâce aux pompes à chaleur

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

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

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

Transports, industrie et défense : les autres volets du plan

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

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

L’article L’installation de chaudières à gaz neuves sera interdit fin 2026 en France est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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

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

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

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

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

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

Le secteur résidentiel, premier émetteur de particules fines

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

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

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

Un air aussi dégradé en intérieur qu’en extérieur

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

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

Des effets sanitaires bien documentés

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

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

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

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

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

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

L’article Les effets sanitaires du chauffage au bois en France à nouveau pointés du doigt est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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

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

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

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

SNBC 3 : des objectifs inatteignables ?

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

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

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

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

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

Une aide réservée aux foyers modestes

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

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

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

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

Le barème de revenus imposé pour prétendre à l’aide exceptionnelle d’EDF sur l’installation d’une pompe à chaleur en remplacement d’une chaudière au fioul ou gaz.

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

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

• Faire réaliser les travaux avant le 31 décembre 2027.

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

Une pompe à chaleur livrée installée pour 4 000 € ?

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

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

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

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

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

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

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

Du pétrole brut acheté hors détroit d’Ormuz

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

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

Le poids d’une multinationale pour influencer le marché

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

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

L’article Prix des caburants : comment Total a gagné 1 milliard d’euros en spéculant sur la guerre est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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

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

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

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

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

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

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

Une demande d’autorisation en cours d’instruction

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

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

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

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

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

Les pouvoirs publics peinent à instaurer une dynamique

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

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

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

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

Le manque d’ambition du programme MaPrimeRenov’

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

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