Dans un contexte de transition énergétique, d’explosion des centres de données et de tensions internationales, la course à l’énergie bat son plein. Le développement des SMR joue un rôle central dans cette bataille, mais l’Europe est à la traîne face à la Chine et aux USA. Pour revenir sur le devant de la scène, le Vieux Continent joue la carte de la coopération et veut augmenter les subventions. 

C’est désormais acté : notre avenir décarboné passera nécessairement par le nucléaire, mais pas forcément par des réacteurs de 1000 mégawatts électriques (MWe) ou plus. Si, à long terme, la fusion nucléaire suscite beaucoup d’espoir, à court terme, ce sont les petits réacteurs modulaires (SMR) qui ont le vent en poupe.

Depuis plusieurs années, le nombre de projets de Small Modular Reactor a explosé. Fin 2025, on comptait pas moins de 127 concepts à différents stades d’avancement. À ce jeu-là, c’est la Chine qui fait la course en tête et s’apprête à mettre en service le premier SMR commercial au monde : Linglong One. D’une puissance de 125 MWe, il est actuellement en phase finale de tests. De leur côté, les États-Unis ne sont pas loin derrière, et le Département de l’Énergie n’hésite pas à mettre le paquet question subvention pour rester dans la course.

L’Europe tente de rattraper son retard

Pour l’heure, l’Europe accuse un retard conséquent. Pour tenter de regagner du terrain, la Commission européenne a récemment annoncé vouloir mettre en place une stratégie commune, spécifique aux SMR, pour aider les projets européens à rester compétitifs. Cette stratégie consiste notamment à encadrer les autorisations et les normes de sûreté à l’échelle européenne, tout en créant une chaîne d’approvisionnement européenne résiliente.

Prémisse de cette nouvelle stratégie commune, le projet français Nuward vient de recevoir un examen positif par pas moins de six autorités de sûreté différentes, ce qui faciliterait son déploiement à l’échelle européenne en phase de commercialisation. Parmi les autorités de sûreté concernées, on retrouve la France, la Finlande, la Tchéquie, les Pays-Bas, la Pologne et la Suède.

Une histoire de budget

Nerf de la guerre, la question du financement a également été abordée par la Commission européenne. Cette dernière a mis en place différents programmes d’investissement pour favoriser l’innovation mais également le déploiement de ces nouveaux types de réacteurs.

Pour le moment, Horizon Europe, principal programme de financement de l’UE pour la recherche et l’innovation, ne soutient aucun projet nucléaire malgré une enveloppe de 95,5 milliards d’euros répartis entre 2021 et 2027. En revanche, le programme Euratom Fission Research, qui est complémentaire à Horizon Europe, finance plusieurs projets de recherche sur le nucléaire, avec un budget total de 1,38 milliard d’euros. L’Innovation Fund est un programme de financement dédié aux technologies innovantes à émission nette zéro ou à faible émission de carbone. Il est donc taillé sur-mesure pour les SMR.

Pour finir, la Banque européenne d’investissement (BEI) prévoit un soutien aux alliances industrielles en lien avec les SMR, alors même qu’elle refusait de financer le nouveau nucléaire il y a encore deux ans. C’est un signal fort pour une filière qui ne demande qu’à se développer, mais dont la question de l’investissement est le plus gros obstacle. L’institution européenne n’a pas soutenu de construction de centrale nucléaire depuis presque 50 ans.

L’article Mini réacteurs nucléaires : comment l’Europe s’organise pour rester dans la course est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Google n’en finit plus d’investir dans les énergies. Après le solaire, l’éolien, l’hydroélectrique et même le nucléaire, le géant américain vient d’annoncer un énième investissement colossal dans une nouvelle technologie de batterie : fer/air. 

Le montant paraît colossal, et pourtant, Google semble avoir fait une bonne affaire. Le géant américain vient d’engager un investissement de près d’un milliard de dollars auprès de la startup Form Energy pour la construction d’une batterie géante, capable de stocker de l’énergie pendant plus de quatre jours. Les caractéristiques de la batterie sont démesurées, avec :

• Une puissance de 300 mégawatts (MW)
• Une capacité de stockage de 30 gigawattheures (GWh)
• Une durée de stockage de 100 heures (soit un peu plus de 4 jours)

Ramené à la capacité de stockage, l’investissement paraît très intéressant avec un coût total annoncé à 33,33 $/kWh (soit environ 29 €/kWh).

Habituellement, le prix des batteries stationnaires (BESS) avoisine souvent les 125 $ (108 €)/kWh. Seuls quelques systèmes à grande échelle parviennent à s’approcher des 60 $ (52 €)/kWh. Si le projet de Google est aussi peu cher, c’est qu’il n’utilisera pas la technologie LFP, mais une technologie de stockage de type fer/air. Méconnue, cette technologie promet pourtant d’être très intéressante d’un point de vue économique, car elle utilise des matériaux très répandus, à savoir le fer et… l’air.

Une technologie de batterie à faible rendement

Pour autant, les batteries fer/air ne se destinent pas à tous les usages, du fait de leurs caractéristiques intrinsèques. Elles ont notamment un médiocre rendement de 50 à 60 % par cycle complet contre 90 % pour les batteries LFP. En parallèle, elles affichent une densité énergétique très basse, de l’ordre de 100 à 150 W/kg contre plus de 1000 W/kg pour la technologie LFP. En revanche, elles sont capables de stocker pendant près de 100 heures.

De ce fait, elles se montrent parfaitement adaptées à du stockage réseau autre qu’à très court terme. Dans ces conditions, quand le nombre de cycles par an est limité, le faible coût d’investissement devient un critère bien plus important que l’efficacité énergétique, car la batterie est considérée comme « inactive » pendant de longues périodes. En revanche, la faible densité énergétique associée à un rendement peu élevé la rend peu adaptée à une optimisation journalière de la production renouvelable.

L’article Batterie fer/air : Google signe un chèque d’un milliard de dollars pour développer cette technologie est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Avec 13 jours rouges à activer avant la fin du mois, les abonnés à l’offre Tempo devraient se retrouver avec une facture d’électricité colossale pour ce mois de mars. À moins que ?

L’inquiétude est palpable chez les quelque 900 000 abonnés d’EDF qui ont opté pour l’offre Tempo. Sur les fameux 22 jours rouges, durant lesquels le prix du kilowattheure est exorbitant, EDF n’en a utilisé que 9. Cela signifie que l’électricien doit placer les 13 restants avant le 31 mars 2026, uniquement pendant les jours ouvrés. Ces abonnés pourraient donc se retrouver avec une facture de mars très salée.

Des jours rouges techniquement inutiles

Cet hiver, EDF n’a utilisé aucun jour rouge en novembre, deux en décembre, six en janvier et un seul en février. Cette faible utilisation s’explique notamment par des températures relativement clémentes, et un parc nucléaire qui a su répondre à la demande électrique du pays sans sourciller. Rappelons que ce n’est pas EDF qui fixe la date des jours rouges, mais RTE. Le gestionnaire de réseau, responsable de la stabilité de ce dernier, utilise les jours rouges pour réduire la consommation électrique en cas de fortes consommations d’électricité dues à des périodes de grands froids.

Si l’offre Tempo doit normalement comporter 22 jours rouges par saison, on voit difficilement comment RTE pourrait demander à EDF d’activer ces jours rouges pendant presque tous les jours ouvrés restants du mois de mars. Car l’hiver a été plutôt clément, et c’est encore plus flagrant en ce début mars, où les températures avoisinent les 20°C dans une grande partie de la France.

Plus qu’inutile, un recours à ces jours rouges durant une période où le réseau électrique n’est pas sous tension pourrait avoir un effet défavorable sur le réseau, obligeant notamment à réduire la production de manière disproportionnée sans justification.

Vers une annulation des jours rouges ?

Dans ces conditions, pourrait-on voir ces jours rouges tout simplement annulés ? Cette hypothèse semble de plus en plus probable. D’ailleurs, ce ne serait pas la première fois qu’une telle situation se présente. En mars 2020, à cause de la crise du COVID, RTE avait renoncé à utiliser les jours rouges restant à cause d’une chute drastique de la consommation électrique.

Malgré cette possibilité, tout n’est pas gagné pour autant, les abonnés Tempo devront surveiller leur calendrier jusqu’au dernier jour. Si une ultime vague de froid avant le printemps n’est pas à exclure, c’est surtout l’instabilité géopolitique actuelle et la hausse du prix des carburants qui pourrait bouleverser les besoins d’exportations de la France vers ses voisins européens. Certains d’entre eux pourraient avoir besoin d’importer massivement de l’électricité française si le gaz naturel liquéfié venait à manquer à cause de la situation au Moyen-Orient, et en particulier dans le détroit d’Ormuz.

L’article Tempo : comment EDF va écouler les jours rouges restants malgré une météo clémente est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Habitué aux déclarations fracassantes, Sam Altman, grand patron d’OpenAI, n’a pas hésité à comparer l’entraînement de l’intelligence artificielle à celle des êtres humains pour justifier les dépenses énergétiques colossales qui sont associées au développement des centres de données. Une prise de position qui interroge.

Les plus grands acteurs de l’intelligence artificielle se sont récemment réunis à New Delhi, en Inde, pour parler de son impact sur le monde. Si des thématiques comme la démocratisation de l’IA, la souveraineté numérique ainsi que des questions d’éthique ont été évoquées, la question de l’énergie a également été abordée, notamment par Sam Altman, CEO de OpenAI.

Lors d’une interview en marge du sommet, Sam Altman a voulu répondre aux critiques sur la consommation d’énergie des centres de données, et défendre l’impact environnemental de l’intelligence artificielle en rappelant qu’il fallait aussi beaucoup d’énergie « pour former un être humain ».

Une position pour le moins cynique

Dans le détail, Sam Altman a déclaré : « Les gens parlent de la quantité d’énergie nécessaire pour entraîner une IA, mais il faut aussi beaucoup d’énergie pour former un être humain. Il faut environ 20 ans de vie – et toute la nourriture que vous consommez pendant cette période – avant de devenir intelligent ».

Qu’il s’agisse d’une simple maladresse, ou d’un véritable cynisme, cette vision pose plusieurs problèmes. Le premier est, évidemment, que l’être humain n’a pas vocation à être efficace, et la vie humaine ne se résume pas à répondre à des questions de manière efficiente. D’autre part, il était évoqué ici l’énergie utilisée lors de la phase d’apprentissage d’une IA. Une vraie comparaison nécessiterait la prise en compte de l’ensemble du cycle de vie du modèle IA, ainsi que de l’infrastructure nécessaire pour le faire fonctionner, de l’extraction des minéraux jusqu’au recyclage des composants.

Des questions sur la consommation d’énergie

Sam Altman regrette notamment que de fausses informations circulent sur la quantité d’énergie ainsi que la quantité d’eau nécessaire pour chaque requête sur ChatGPT. D’ailleurs, selon les grands acteurs de l’intelligence artificielle, l’impact énergétique serait compensé par l’importance de l’IA pour résoudre des problématiques mondiales. C’est sans compter le fait que 70 % des requêtes réalisées sur ChatGPT n’ont rien de professionnel, selon une étude récente.

Selon l’AIE, en 2024, les centres de données représentaient 1,5 % de la consommation électrique mondiale. Toujours selon l’agence, ce chiffre devrait augmenter de 15 % par an jusqu’en 2030, affichant ainsi une croissance quatre fois supérieure aux autres secteurs.

D’ailleurs, OpenAI participe grandement à cette dynamique, en ambitionne d’atteindre 250 GW de capacité énergétique d’ici 2033, soit presque quatre fois la capacité totale du parc nucléaire français. Sam Altman, a tout de même reconnu qu’une évaluation des besoins énergétiques liés à l’IA était nécessaire, et qu’il fallait viser des modes de production décarbonés comme le photovoltaïque, l’éolien et le nucléaire.

La consommation d’eau également pointée

Outre le sujet de l’énergie, la question de l’eau fait également débat concernant l’impact environnemental des centres de données. Le patron d’OpenAI a déploré que de fausses informations circulent à ce sujet sur les réseaux sociaux, citant un besoin de 17 gallons d’eau (soit 64 litres) par requête sur ChatGPT. Il a expliqué qu’une requête auprès de l’agent conversationnel ne nécessitait, en réalité, que de 0,000085 gallon d’eau, soit 0,32 mL. Il a également rappelé que le refroidissement des serveurs par évaporation, qui entraîne une grande consommation d’eau, n’est plus utilisé pour les centres de données d’OpenAI.

De la même manière que pour l’électricité, l’efficacité individuelle de chaque requête sur ChatGPT ne change pas le fait que la consommation globale d’eau, liée aux centres de données et à l’intelligence artificielle, est en progression. Selon le spécialiste Xylem dans un rapport de janvier 2026, la consommation totale d’eau par les centres de données a augmenté de 38 % entre 2020 et 2025 pour atteindre 23,7 km³ ! C’est 18 fois le réservoir du barrage de Serre-Ponçon !

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La maintenance de réacteur nucléaire fera-t-elle son entrée dans la liste des épreuves olympiques ? Pas sûr. Pourtant, les équipes d’EDF s’entrainent dur pour devenir les plus efficaces possibles. Au programme : répétitions, entraînements et simulateur. 

En apparence, la centrale de Penly, et ses deux réacteurs P’4 de 1300 mégawatts électriques (MWe) ronronnent tranquillement pour produire plus de 17 TWh chaque année. Mais dans ses entrailles, les équipes de maintenance préparent déjà le prochain arrêt de maintenance, qui a lieu moyenne tous les 18 mois, avec un objectif simple : qu’il soit le plus court possible.

Les équipes répètent ainsi les mêmes procédures sur un simulateur spécialement prévu à cet effet. En moyenne, chaque opérateur s’entraîne une vingtaine de fois par an. En parallèle, l’équipe de planification pluriannuelle tient un calendrier très précis qui court jusqu’en 2033, et recense les quelque 70 000 activités de maintenance à réaliser sur une période de 10 ans. Pour arrêter les réacteurs le moins longtemps possible, certaines manœuvres sont anticipées avant l’arrêt du réacteur afin de diminuer la phase d’arrêt. Selon le directeur technique de Penly, qui s’exprime sur France Info, cette optimisation constante a d’ores et déjà permis d’économiser 3 millions d’euros en coûts de maintenance.

700 jours de maintenance en moins

En réalité, la situation de Penly n’est pas exceptionnelle. Depuis 2019, c’est tout le parc nucléaire français qui profite d’un programme d’optimisation de la maintenance appelé Start. Le but de ce programme est de réduire drastiquement le nombre de jours d’arrêt des réacteurs pour produire plus d’électricité. Grâce à la démocratisation des entraînements des équipes, et la modélisation des étapes d’interruption ou de redémarrage, chaque opération demande moins de temps. Selon Étienne Dutheil, directeur de la division production nucléaire d’EDF, la préparation de l’arrêt d’un réacteur prend désormais deux fois moins de temps.

Depuis le lancement du programme Start, le nombre de jours d’arrêt de réacteur est passé de 4 800 en 2019 à 4 100 en 2025 ! Cela représente, en moyenne, cinq jours de moins par arrêt. Depuis le lancement du programme Start, grâce à cette meilleure organisation, près de la moitié des arrêts de réacteur a duré moins longtemps que prévu. Voilà qui explique en partie la forme olympique du parc nucléaire français en 2025.

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Qui dit nouveaux réacteurs nucléaires, dit besoins en combustible nucléaire accrus. Pour faire face à une demande grandissante, Orano s’organise et investit pour augmenter ses capacités d’enrichissement en France, comme à l’étranger. 

Avec la construction prochaine des trois paires d’EPR2 à Penly, Gravelines et Bugey, c’est toute la filière française du nucléaire qui se met en mouvement, Orano en tête. Issu du démantèlement d’Areva, le spécialiste du combustible nucléaire multiplie les projets pour renforcer ses capacités d’extraction, d’enrichissement et de recyclage des combustibles nucléaires. Parmi ces étapes, l’enrichissement constitue le principal domaine de croissance de l’entreprise.

Actuellement, c’est le site du Tricastin qui concentre toute l’attention. Véritable ville fortifiée de 4500 employés répartis sur 650 hectares, elle fait l’objet d’un chantier colossal, au niveau de l’usine Georges-Besse II. Pour augmenter les capacités de production de 30 %, Orano n’a pas hésité à y investir 1,7 milliard d’euros. Plus de 400 ouvriers y travaillent de 5 heures à 22 heures pour permettre une mise en service progressive à partir de 2028, et un fonctionnement à plein régime à partir de 2030.

Le chantier préfigure d’ailleurs « Aval du futur », un projet titanesque qui devrait permettre d’assurer la gestion des combustibles nucléaires du futur. D’un budget d’au moins 15 milliards d’euros, il nécessitera jusqu’à 10 000 ouvriers.

Une dynamique positive en France comme à l’étranger

Forte d’une trésorerie solide, grâce à un chiffre d’affaires de 5 milliards d’euros malgré un bénéfice net en recul, Orano multiplie les investissements au-delà des frontières françaises. L’entreprise vient d’obtenir une subvention de 900 millions de dollars pour la création d’une usine d’enrichissement sur le sol américain, pour un budget global de 5 milliards de dollars. Sa mise en service est prévue pour 2031.

Enfin, même la situation au Niger semble être moins tendue. Le directeur d’Orano Nicolas Maes se dit prêt à établir un dialogue avec les nouvelles autorités nigériennes pour trouver un terrain d’entente sur les stocks de yellow cake déjà produits. On parle d’environ 1000 tonnes, soit 300 millions d’euros de marchandise.

L’article Nucléaire : comment la France s’organise pour enrichir l’uranium des futurs réacteurs EPR est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Porteuse d’espoir pour la transition énergétique, la fusion nucléaire accélère grâce au dynamisme du secteur privé qui vient concurrencer les grandes institutions publiques. Résultat : les records en la matière tombent les uns après les autres. 

Pendant longtemps considérée comme une utopie, la fusion connaît un regain d’intérêt et la recherche sur le sujet ne cesse d’accélérer depuis plusieurs années, dynamisée par les nombreux intérêts privés. Symbole de cette accélération, les records s’enchaînent, en témoigne la dernière réussite de la startup américaine Helion.

Un plasma à 150 millions de degrés Celsius

Cette dernière est parvenue à créer un plasma atteignant les 150 millions de degrés Celsius, soit 10 fois la température au cœur du soleil. C’est un record pour le secteur privé. Il a été obtenu grâce à Polaris, le septième prototype de la startup. Celui-ci est doté d’une architecture dite Field-Reversed Configuration (FRC) qui diffère des tokamak et laser inertiels. Ici, l’objectif est d’accélérer deux plasmas, de les fusionner puis de les comprimer. Outre cette technique, Herion mise sur un système de conversion électromagnétique pour récupérer l’énergie issue de la réaction de fusion et obtenir de l’électricité.

Pour le moment, Herion se concentre sur la réaction de fusion deutérium-tritium, à l’instar d’ITER ou du National Ignition Facility. Mais pour ses applications commerciales, la startup mise plutôt sur la réaction deutérium-hélium 3 qui produit moins de neutrons. Loin de se reposer sur ses lauriers, l’entreprise construit déjà son démonstrateur commercial, nommé Orion, qui devrait fournir de l’électricité à Microsoft.

Une course effrénée où se mêlent acteurs publics et privés

Servant de préparation au programme ITER, plusieurs tokamaks dans le monde entier enchaînent les records. La durée des plasmas ne cesse de s’allonger, notamment à travers les essais des tokamaks EAST, situé en Chine et WEST, situé à Cadarache. Le 12 février 2025, le CEA a maintenu un plasma d’hydrogène pendant 1337 secondes, soit environ 22 minutes.

Mais le secteur privé devient un acteur majeur des recherches. Ainsi, une startup chinoise baptisée Energy Singularity vient d’égaler le record français, ce qui constitue évidemment une première pour le secteur privé.

De nouvelles barrières tombent

Enfin, il y a quelques semaines, le Tokamak EAST a, pour la première fois, franchi la limite de Greenwald. Cette dernière est une limite de densité au-delà de laquelle le plasma serait soumis à de violentes instabilités provoquant son effondrement. Grâce à un contrôle minutieux de la réaction dès son amorçage, les équipes chinoises sont parvenues à dépasser cette limite sans instabilité.  Jeronimo Olaya, physicien au CEA, a réagi à cette nouvelle en indiquant que ces résultats étaient « très prometteurs et devraient être explorés dans d’autres dispositifs tokamak ».

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Que penser de la filière européenne de recyclage de batteries ? Les mauvaises nouvelles s’accumulent, et de nombreux projets sont suspendus. Pourtant, tout est une question de timing et l’explosion de cette filière paraît inévitable avec l’électrification progressive des usages et en particulier des transports. 

Quand on veut se lancer dans le recyclage de batteries, il faut avoir les nerfs solides et s’armer de patience. En effet, si les promesses sont là, avec une électrification incontournable des usages pour atteindre la neutralité carbone, le marché des batteries domestiques et industrielles (BESS) peine à décoller.

En conséquence, de nombreux projets de recyclage de batteries finissent pas être abandonnés. C’est notamment le cas du projet Eramet-Suez, censé voir le jour à Dunkerque, qui a été suspendu indéfiniment en 2024. On peut aussi citer le projet Stellantis-Orano qui a finalement été annulé faute de débouché ou encore l’usine de recyclage de Li-Cycle à Harnes.

Un gisement de batteries usagées « embryonnaire »

Pour le moment, le gisement des batteries en fin de vie est « embryonnaire » selon le vice-président de la section batterie de The Future is Neutral, filiale de Renault et Suez dédiée à l’économie circulaire. Néanmoins, certaines startups continuent de se battre pour peser dans cette filière en devenir. En France, Mecaware peaufine ses procédés innovants de recyclage à partir de CO2 et d’amines (composés organiques dérivés de l’ammoniac) et espère ouvrir une usine pilote à Béthune d’ici la fin de l’année.

De son côté, l’entreprise Battri a trouvé la parade, et vient de mettre en service son usine flambant neuve dans les Hauts-de-France. Si, à terme, elle devrait pouvoir recycler 100 000 batteries de voitures par an, elle devrait traiter dans un premier temps les rebuts des usines de production de batterie voisines, afin de produire de la Black Mass. Cette poudre noire, obtenue après broyage, chauffage et tamisage de cellules de batteries, permet de séparer les différents métaux comme le lithium, le cobalt ou le nickel.

Une filière qui s’organise à défaut d’exploser

Si l’attente paraît longue, le jeu en vaut vraisemblablement la chandelle, car une explosion des besoins en recyclage de batterie est attendue à partir de 2035, quand les batteries des premières voitures électriques commercialisées commenceront à s’accumuler. En attendant, l’Europe continue d’organiser la filière du recyclage des batteries en mettant en place des quotas destinés à réduire sa dépendance en métaux critiques vis-à-vis de la Chine. À partir de 2028, au moins 50% du lithium et 90% du cobalt et du nickel contenus dans les batteries devront être recyclés. Des seuils obligatoires de matière recyclée devraient également être fixés pour les batteries neuves.

En parallèle, l’Union européenne a récemment acté la mise en place d’un passeport batterie européen destiné à faciliter la mise en place d’une économie circulaire sur le sujet. Ce dossier numérique, obligatoire sur chaque batterie de plus de 2 kWh, devrait contenir une série d’informations comme les matières premières utilisées dans la batterie, le taux de matières recyclées, l’empreinte carbone de la batterie ou encore son niveau d’usure.

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Le potentiel de la géothermie pour décarboner la production de chaleur dans les logements n’est plus à prouver. Néanmoins, son application souvent complexe freine sa démocratisation. Face à cela, une entreprise française a décidé d’industrialiser de nombreuses étapes pour standardiser et accélérer son déploiement sur site. 

Forte de 20 ans d’expérience dans le domaine de la géothermie dans le sud-ouest de la France, la société Bio Énergies Diffusion espère contribuer à l’essor de cette énergie bas-carbone en France en révolutionnant ses méthodes d’installation. Pour y parvenir, l’entreprise a inventé le Géocube, une pompe à chaleur géothermique préfabriquée, testée en atelier et livrée prête à raccorder. Logée dans un conteneur maritime de 10 pieds, cette solution est livrée déjà équipée afin de réduire le temps d’installation sur site.

Une première version du Géocube vient d’ailleurs d’être installée en 2025, dans l’école de Donneville, en Haute-Garonne. Le Géocube s’est avéré être la solution idéale sur un site soumis aux Bâtiments de France et ne comprenant aucun local technique. La solution Géocube a permis une installation dans un délai record, sans avoir besoin de construire une chaufferie.

Démocratiser la géothermie

Si le potentiel de la géothermie est très important, sa mise en œuvre est souvent un frein. En comparaison, les installations solaires, qu’elles soient photovoltaïques ou thermiques, se distinguent par un haut niveau d’industrialisation, ce qui autorise un déploiement rapide et une adaptation facilitée aux contraintes des sites. À l’inverse, le déploiement de systèmes géothermiques repose sur des procédés entièrement personnalisés en fonction des spécificités du terrain et du bâtiment à alimenter, et nécessitent de profonds forages. C’est cette particularité qui rend les installations géothermiques onéreuses.

Pour rendre la géothermie plus accessible que jamais, Bio Énergies Diffusion compte sur l’industrialisation des procédés, mais également sur son partenariat avec l’entreprise française Bon Tuyau. Cette dernière veut faciliter l’accès à ces énergies décarbonées en proposant des solutions de financement. Elle propose ainsi la location de systèmes géothermiques et solaires thermiques dans le domaine du tertiaire, pour permettre aux entreprises de s’affranchir de l’investissement initial très élevé.

L’article Cette pompe à chaleur prête-à-brancher pourrait faire décoller la géothermie en France est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

EDF peut se targuer d’une bonne année 2025 en matière de production d’électricité. Malheureusement, les résultats financiers ne suivent pas, la faute à une baisse généralisée des prix de l’électricité en Europe. 

À l’heure de tirer les bilans de l’année 2025, Bernard Fontana, président-directeur général d’EDF, n’a pas hésité à évoquer une année « marquée par des résultats opérationnels et financiers solides », mais la frustration doit être de mise. Si les résultats opérationnels de l’électricien sont plutôt favorables, avec 515 TWh d’électricité générés sur l’année, la baisse généralisée du prix de l’électricité a sérieusement entamé ses résultats. Entre 2024 et 2025, le prix de marché moyen lissé est passé de 192 €/MWh à 103 €/MWh.

De ce fait, si le chiffre d’affaires du groupe est resté plutôt stable avec 113 milliards d’euros, le résultat net est en recul de 26% avec un total de 8,3 milliards d’euros. L’excédent brut d’exploitation (EBITDA), indicateur financier qui mesure la rentabilité opérationnelle d’une entreprise a été revu à la baisse avec 29,3 milliards d’euros contre 36,5 milliards d’euros en 2024.

Malgré ces conditions plus difficiles que l’année précédente, EDF annonce avoir réussi à réduire sa dette de 2,8 milliards d’euros, pour atteindre 51,5 milliards d’euros au 31 décembre 2025. Enfin, l’électricien a indiqué un taux effectif d’impôts de 31,6%, notamment du fait de la contribution exceptionnelle, une taxe sur les bénéfices des grandes entreprises.

Des niveaux de production solides

La baisse des prix de l’électricité ne concrétise donc pas la bonne année d’EDF d’un point de vue opérationnel. Sur les 515 TWh d’électricité produits sur l’année, on compte 373 TWh d’origine nucléaire, un record depuis six ans. Si la production hydroélectrique est revenue à la normale après une année 2024 particulièrement favorable, la production issue de l’éolien et du solaire a augmenté de 2,1%. Enfin, les STEP ont tourné à plein régime avec un record de production de 6 TWh.

Consolidation du modèle financier et préparation de l’avenir

Cette présentation des résultats financiers a été l’occasion de tirer les bilans d’une année charnière pour EDF. Afin de préparer la fin de l’ARENH, EDF a réussi à sécuriser 47 TWh de contrats de production par le biais de 18 000 contrats d’électricité à moyen terme et 18 contrats à long terme, dont 12 contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN). En parallèle, le groupe a présenté son devis relatif à la construction de 6 EPR 2 pour un montant total de 78 milliards d’euros.

Pour cette nouvelle année 2026, les prix de l’électricité devraient continuer de baisser, maintenant ainsi l’EBITDA à la baisse. L’année 2026 devrait également être conditionnée par la décision finale d’investissement concernant les EPR2, ainsi que l’obtention de nouveaux contrats à long terme pour sécuriser ses revenus et ainsi faire face dans les meilleures conditions possibles aux quelque 460 milliards d’euros d’investissement prévus pour les prochaines dizaines d’années.

L’article Comment la baisse des prix de l’électricité plombe les comptes d’EDF est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En matière de production d’électricité, la France fait souvent cavalier seul en Europe. Emmanuel Macron vient d’ailleurs de le prouver une nouvelle fois en évoquant la responsabilité du mix électrique espagnol dans le black-out d’avril dernier. Une position à contre-courant du discours européen, qui met en avant le manque d’interconnexions. 

Le black-out de l’année dernière, qui a secoué la péninsule ibérique plus d’une dizaine d’heures, n’a pas fini de faire parler. Si le manque d’interconnexion entre la France et l’Espagne a plusieurs fois été pointé du doigt, en particulier par la Commission Européenne, Emmanuel Macron a profité d’une interview au journal espagnol El País pour donner son avis sur la question. Selon lui, l’origine du black-out n’a rien à voir avec un manque d’interconnexion entre la France et l’Espagne, mais vient plutôt d’un mix électrique largement dominé par les énergies renouvelables.

Le Président français a évoqué un problème structurel, et a indiqué qu’au regard des technologies actuelles, la stabilité du réseau de ne peut pas être assurée quand la production électrique est principalement issue du vent et du soleil.

Une histoire d’inertie des générateurs

Dans les faits, le mix électrique global de l’Espagne n’est pas 100% renouvelable puisque le pays produit 54 TWh par an d’électricité nucléaire, et utilise également du gaz naturel. Néanmoins, la production éolienne est importante avec 62 TWh en 2024, contre 47 TWh pour la France.

L’énergie solaire connaît une croissance fulgurante : de 9 TWh produits en 2019, le pays est passé à 54 TWh en 2024, surpassant largement la France et ses 24 TWh produits la même année. Du fait de cette forte capacité de production, il arrive que sur certaines périodes, les productions solaires et éoliennes dominent largement le mix électrique. Or, ces modes de production ne participent pas à la stabilité du réseau comme le font les machines tournantes des centrales nucléaires, des barrages hydroélectriques ou des centrales thermiques. Ces dernières, quand elles fonctionnent, ont une inertie importante qui maintient la fréquence et la tension du réseau aux valeurs souhaitées. C’est d’ailleurs l’une des forces du réseau électrique français.

De ce fait, la position du Président français se comprend. Néanmoins, il faut bien admettre qu’une augmentation des interconnexions permettrait d’améliorer la stabilité globale du réseau européen, et donc de faire profiter à l’Espagne de la stabilité de la France, tout en favorisant la décarbonation du mix électrique européen.

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Presque un an après le black-out espagnol, on continue de dessiner les contours de ce qui apparaît comme l’une des coupures de courant les plus graves de l’histoire européenne. Au-delà des origines précises de cet incident électrique majeur, des chercheurs ont tenté de préciser le véritable humain de cet évènement. Malheureusement, il semble plus lourd que prévu. 

Le 28 avril 2025, des défaillances du réseau électrique espagnol plongeaient plus de 50 millions de personnes dans le noir pendant près d’une dizaine d’heures. Officiellement, cet incident aurait engendré la mort de 7 à 10 personnes. Une famille aurait notamment été intoxiquée par du monoxyde de carbone suite à l’utilisation d’un groupe électrogène, tandis que le logement d’une personne aurait pris feu à cause de l’utilisation de bougies. Enfin, au moins une personne serait décédée suite au dysfonctionnement d’un équipement médical.

Une augmentation de la mortalité chez les personnes âgées

Mais la réalité pourrait être beaucoup plus sombre. Une équipe espagnole de recherche a analysé les données du système de surveillance de la mortalité, mis en place en 2004 pour évaluer la surmortalité face aux vagues de chaleur. Cette étude, publiée dans la revue médicale Eurosurveillance, montre qu’aucun pic de mortalité n’a été relevé le 28 avril 2025. En revanche, une hausse de 4,2% de la mortalité dans la population générale a été observée dans les 48 heures qui ont suivi. Ce sont plus spécifiquement les personnes âgées de 65 ans à 84 ans qui auraient été touchées, avec une augmentation de la mortalité de 6,9% par rapport à la normale.

Au total, on compterait un excédent de 147 décès durant les 3 jours suivant le 28 avril 2025. Si le lien direct entre cette surmortalité et le black-out ne peut être clairement défini du fait de l’absence de données sur les causes précises de ces décès, le rapport suggère que les conséquences de la panne électrique vont bien au-delà des 10 décès directs annoncés par les médias et par le gouvernement espagnol.

L’importance de sécuriser le réseau électrique

Plusieurs éléments peuvent expliquer cette potentielle surmortalité dans les jours suivant le black-out. D’abord, la chute des télécommunications avec les réseaux mobiles et VOIP en tête a rendu les numéros d’urgence injoignables, retardant l’accès aux soins pour des personnes en situations d’urgence. La rupture de soin a également eu des répercussions sur plusieurs jours avec le blocage des transports sanitaires, ainsi que des problèmes au niveau des équipements médicaux à domicile.

Ce rapport souligne une fois de plus l’importance d’une sécurisation plus importante du réseau électrique, notamment pour soutenir une part de renouvelable non pilotable de plus en plus importante. Pour cela, il semble que les interconnexions, l’augmentation des capacités de stockage et la valorisation des machines tournantes jouent un rôle décisif.

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L’électrification des usages semble bel et bien en marche, à l’échelle mondiale. C’est le constat que fait l’Agence internationale de l’énergie dans son dernier rapport. Si c’est un pas important vers le zéro carbone, l’AIE pointe du doigt de potentiels freins à cette dynamique comme le manque d’infrastructures et les besoins de flexibilité. 

C’est indubitable : la consommation d’électricité augmente de manière considérable depuis plusieurs années. L’Agence internationale de l’énergie a relevé une augmentation de 4,4% en 2024, puis de 3% en 2025, atteignant 28 199 TWh. L’AIE va même plus loin en anticipant une augmentation de 19% de la consommation mondiale d’électricité d’ici 2030, pour atteindre 33 594 TWh. L’Europe montre de nouveau des signes de croissance de sa consommation électrique après 20 ans de stagnation, mais c’est bien l’Asie pacifique qui montre le plus de dynamisme de ce côté. La Chine devrait représenter à elle seule le tiers de la consommation totale de l’électricité en 2030 avec plus de 12 000 TWh.

Ces chiffres encourageants s’expliquent notamment par une consommation plus importante d’électricité dans le domaine industriel, une hausse du nombre de climatiseurs et surtout une croissance très importante des centres de données et de l’intelligence artificielle.

Les énergies bas-carbone, 50% de l’énergie totale d’ici 2050

La hausse de la production électrique provient en grande partie du développement massif des énergies renouvelables et en particulier du photovoltaïque. Ces dernières ont représenté 33% du mix électrique en 2025, faisant jeu égal avec le charbon (33,6%).

L’AIE prévoit qu’en 2030, énergies renouvelables et nucléaires pourraient représenter 50% de l’énergie totale consommée dans le monde contre 42% aujourd’hui. Néanmoins, pour y parvenir, l’Agence prévient : il ne faudra pas négliger les infrastructures. Du fait d’une influence de plus en plus importante de la météo sur la production électrique, les besoins mondiaux en flexibilités augmentent, et les réseaux électriques sont mis à rude épreuve. La situation est telle qu’on compterait près de 2500 GW de projets en attente de connexion faute de possibilités de raccordement.

Un effort à maintenir

Pour finir, l’AIE pointe également du doigt le tarif de l’électricité, qui ne cesse d’augmenter à un rythme plus élevé que l’augmentation des salaires depuis 2019. Dans ce contexte, l’énergie devient un poids de plus en plus important sur les ménages du monde entier. Dans le même registre, l’électrification du parc automobile est ralentie par des tarifs trop élevés et donc un manque d’accessibilité pour le plus grand nombre. Ainsi, si les chiffres sont encourageants, et que cet Âge de l’électricité se dessine petit à petit, le défi reste colossal.

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Si les énergies renouvelables et le nucléaire ne doivent pas être opposés dans la quête de la neutralité carbone, un sujet vient pourtant créer des tensions entre les deux : la modulation de nos réacteurs. Bien que normale sur le parc nucléaire français, cette technique d’ajustement de la production est de plus en plus utilisée, ce qui pourrait accélérer l’usure des centrales. Un nouveau rapport d’EDF tire des conclusions inquiétantes. 

Ce n’est pas un scoop : le parc nucléaire français module plus que n’importe quel autre pays, la faute à un mix électrique unique au monde, puisque très largement dominé par l’énergie nucléaire. Si cette modulation est historiquement maîtrisée et adaptée aux capacités des réacteurs, cet équilibre se voit bouleversé par la prise d’ampleur des énergies renouvelables dans l’Hexagone.

« Des risques économiques majeurs » pour la France

Selon les dernières prédictions, notamment des analystes de Kpler, cette modulation pourrait continuer d’augmenter chaque année jusqu’en 2030. De 27,5 TWh en 2024, elle a atteint 31,5 TWh en 2025 et devrait avoisiner les 35 TWh pour 2026. Si cette modulation permet en partie à EDF d’optimiser son utilisation de combustible, le reste s’explique par la nécessité de compenser l’intermittence des énergies renouvelables. Or, cette modulation excessive inquiète de plus en plus au sein d’EDF.

Il y a quelques semaines, la CFE Énergies, principal syndicat de l’électricité en France, avait tiré la sonnette d’alarme face à la publication imminente de la programmation pluriannuelle de l’électricité (PPE3). Le syndicat avait pris la parole pour évoquer un rapport interne à EDF portant sur « les conséquences techniques et économiques de l’effacement forcé de la production d’électricité nucléaire ». Les conclusions de ce rapport confidentiel avaient été entrevues dans un article de La Tribune, et évoquaient « des risques économiques majeurs pour la collectivité française ».

EDF confirme l’impact de la modulation sur les réacteurs nucléaires

EDF a attendu la publication de la PPE3 pour sortir du silence et rendre public les conclusions de son étude sur la modulation. Dans ce document, daté du 16 février 2026, l’électricien français confirme la hausse de volume de modulation en évoquant un point de rupture en 2024. Il mentionne notamment une augmentation des arrêts de courte durée en milieu de journée, au moment où les parcs photovoltaïques produisent le plus d’électricité.

Selon EDF, cette hausse de la modulation affecte bien le vieillissement des installations sur de nombreux aspects et indique une augmentation « des phénomènes vibratoires au niveau des postes d’eau ». De ce fait, EDF affirme devoir travailler sur ses programmes de maintenance en augmentant la fréquence des contrôles et des remplacements de pièces d’usure. En parallèle, l’électricien envisage de faire évoluer ses méthodes d’exploitation pour que « les transitoires de puissance ou les arrêts complets des réacteurs soient moins sollicitants pour les installations, tout en préservant la manœuvrabilité des unités de production ». EDF précise enfin que cette adaptation « a un impact économique certain car elle conduit à réaliser de nouveaux investissements sur le parc nucléaire français, tout en s’accompagnant d’une réduction de sa production ».

Les centrales thermiques et hydroélectriques jonglent aussi avec l’éolien et le solaire

D’ailleurs, EDF va plus loin en indiquant que les variations de production d’énergie associées aux renouvelables non pilotable (éolien et solaire) ont des effets sur ses autres modes de production. Le nombre d’arrêts/démarrages des centrales thermiques de type cycles combinés gaz (CCG) a ainsi doublé en 2025 par rapport aux années précédentes. Le parc hydroélectrique est également concerné, en particulier les stations de pompage-turbinage (STEP), qui sont en première ligne pour absorber les fluctuations du réseau. Celles-ci sont de plus en plus sollicitées, ce qui entraîne un vieillissement prématuré.

Pour finir, EDF rappelle que le rôle du parc nucléaire français n’est pas seulement de produire de l’électricité, mais également de stabiliser la fréquence et la tension du réseau, notamment grâce à son inertie. Il n’est pas à exclure que dans les années à venir, RTE demande à EDF de laisser des réacteurs en service non pas pour produire de l’électricité en milieu de journée, mais pour permettre une meilleure stabilité du réseau à l’échelle de la France et de l’Europe.

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Simple réévaluation des risques, ou aveux d’échec ? L’ASNR change son fusil d’épaule au sujet de la corrosion sous contrainte et ne le voit plus comme un problème majeur, mais comme un élément de la vie des installations. Une annonce qui arrive seulement quelques mois après la découverte de nouvelles microfissures. 

Après le terrible hiver 2022-2023, lors duquel le parc nucléaire français a compté jusqu’à 32 réacteurs à l’arrêt, on imagine que plus personne, chez EDF, ne veut entendre parler de corrosion sous contrainte. Et pourtant, il va sans doute falloir s’y habituer. C’est en tout cas ce qu’a sous-entendu le président de l’ASNR Pierre-Marie Abadie lors de ses vœux à la presse le 28 janvier dernier. Ce dernier a ainsi déclaré : « La corrosion sous contrainte va faire partie de la vie des installations », ajoutant ensuite qu’on en retrouverait au gré des contrôles, et que les microfissures qui y sont associées ne seraient plus des sujets hors du commun.

Le retour de la corrosion sous contrainte

Au premier abord, ce discours surprend, tant le sujet avait défrayé la chronique il y a seulement quatre ans. En réalité, il fait suite à deux découvertes récentes associées à ce problème de la corrosion sous contrainte. Déjà, en juin dernier, les équipes d’EDF avaient découvert deux microfissures sur le réacteur Civaux 1. Si l’une de ces deux fissures avait simplement été causée par de la fatigue mécanique, la deuxième est bien due à de la corrosion sous contrainte.

Plus récemment, en octobre dernier, une nouvelle fissure a été détectée sur un tronçon pourtant déjà remplacé à la fin de l’année 2021. Cette microfissure, située sur le circuit de refroidissement du réacteur à l’arrêt, aurait une profondeur de 2,8 mm.

Un nouveau procédé pour repousser le remplacement

Pour éviter de devoir systématiquement arrêter les réacteurs concernés, EDF peut compter sur un nouveau procédé : le Mechanical Stress Improvement Process (MSIP). Importée des États-Unis, cette technique consiste à positionner un collier métallique autour de la conduite concernée pour la contraindre mécaniquement, ce qui permet d’attendre un prochain arrêt programmé pour remplacer le tronçon touché. En l’occurrence, le prochain arrêt de Civaux 1 est prévu pour février 2027. À cette occasion, les équipes d’EDF devraient démonter les tuyaux concernés pour les faire expertiser auprès du Laboratoire intégré d’expertise de Chinon (LIDEC) afin d’en savoir plus sur ce phénomène.

En attendant une meilleure compréhension du mécanisme, EDF souhaite mettre en place une stratégie de surveillance à long terme associée à une maintenance adaptée pour les tronçons concernés. L’ASNR devrait examiner cette solution et rendre son verdict dans le courant de l’année 2026.

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EDF est dans les starting-blocks : le projet de loi permettant de débloquer la situation entre la Commission européenne et la France au sujet de l’hydroélectricité vient d’être voté par l’Assemblée nationale. Malgré des points d’ombre, cette loi devrait permettre à l’énergéticien français de remettre à niveau la première source d’énergie renouvelable de France. 

L’heure des grands investissements dans le domaine de l’hydroélectricité est plus proche que jamais. Quelques mois après l’accord de principe trouvé entre la France et la Commission européenne au sujet de la mise en concurrence d’hydroélectricité française, les députés viennent d’adopter le projet de loi qui y fait référence. Celui-ci acte officiellement le remplacement du régime de concession, vieux d’un siècle, par un régime d’autorisation.

Les barrages restent la propriété de l’État

Grâce à cette loi, les barrages hydroélectriques français resteront propriété de l’État, et leur gestion restera confiée aux exploitants actuels, c’est-à-dire principalement EDF, pendant une durée de 70 ans. Le projet de loi ajoute une autorisation environnementale, qui devrait permettre une prise en compte des enjeux territoriaux de l’eau.

En contrepartie, EDF devra à terme mettre à disposition 40% des capacités hydroélectriques à la concurrence sous forme de capacités virtuelles, et 6 GW de puissance dès les 10 premières années. La production de ces capacités virtuelles sera mise en vente via un système d’enchères avec un prix de réserve.

L’État, désormais libre de vendre ses installations ?

Au premier abord, cette solution semble idéale, puisqu’elle ouvre la porte à de nouveaux investissements en matière d’hydroélectricité, et devrait permettre à EDF de mettre à niveau l’ensemble de son parc. Néanmoins, le passage à un régime d’autorisation facilite une possible privatisation de certaines installations. Dans une moindre mesure, à l’avenir, il n’est pas exclu que des acteurs privés entrent au capital de grands projets hydroélectriques, ce qui faciliterait leur financement. Le projet Montézic II aurait ainsi l’intérêt d’Eiffage et de Total Energies.

Sujet pourtant crucial pour la sécurité énergétique de la France, le vote de ce projet de loi n’aura mobilisé que 76 des 577 députés de l’Assemblée nationale. Sur ces 76 députés, 56 ont voté pour le projet de loi, 8 ont voté contre (LFI et le Nouveau Front populaire) et 12 se sont abstenus, principalement du côté du Rassemblement national. La mise en application du projet de loi est prévue au plus tard pour le 1ᵉʳ septembre prochain.

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En pleine recherche de contrats pour sécuriser la vente de son électricité nucléaire sur les 10 prochaines années, EDF vient de valider une signature pour plus de 500 GWh/an. Une nouvelle encourageante dans un contexte post-ARENH complexe. 

C’est finalement logique : Orano vient de signer auprès d’EDF trois importants contrats, d’une durée de 10 ans, pour approvisionner en électricité ses différents sites tricolores. Au total, EDF devrait donc fournir près de 500 gigawattheures (GWh) d’électricité nucléaire par an à Orano, notamment au site Orano Recyclage qui est situé à La Hague, et dont la consommation annuelle est estimée à 560 GWh.

Ce contrat prend la forme d’un contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN), dont l’objectif est de fournir à EDF des recettes stables pour les prochaines années, malgré la fin de l’ARENH. Ces contrats ont une durée souvent comprise entre 10 et 15 ans, avec des prix fixés à l’avance, et relatifs aux performances du parc nucléaire français, offrant ainsi une certaine visibilité financière aux industriels concernés.

EDF tente de sécuriser ses recettes

Si ce contrat est porteur d’espoir chez EDF, la situation semblait mal embarquée au printemps 2025. À l’époque, sous la présidence de Luc Rémont, l’énergéticien français avait choisi une méthode agressive, tentant de faire signer de grands industriels dans la précipitation par le biais de systèmes d’enchères. Cette stratégie n’avait pas porté ses fruits. Depuis l’arrivée de Bernard Fontana, l’ambiance est à l’apaisement et les discussions bilatérales ont repris. Preuve de cette nouvelle dynamique, EDF en est à 19 contrats signés, dont 12 CAPN avec des industriels comme Aluminium Dunkerque, ArcelorMittal, Data4 ou encore Arkema.

Le match n’est pas gagné pour autant, car EDF n’a pas encore obtenu la moitié de l’objectif de 40 térawattheures (TWh) annuels fixé entre EDF et l’État en novembre 2023. Pour se donner le maximum de chances de réussite, EDF a décidé d’élargir l’accessibilité de son CAPN à toutes les entreprises dont les besoins sont supérieurs à 7 GWh/an. Cela représente des milliers de nouveaux clients potentiels.

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Si la réouverture du guichet MaPrimeRénov’ est imminente, l’aide financière de l’État pour la rénovation énergétique des logements reste un monstre administratif qui en décourage plus d’un. Exemple type d’un système rigide et parfois difficilement accessible, une famille bretonne a mis plus d’un an à toucher sa prime. 

MaPrimeRénov’, le programme d’aide à la rénovation assuré par l’État, est devenu un oiseau rare, et en profiter relève de plus en plus de l’exploit. Outre le fait que l’aide ne soit plus accessible toute l’année, faute de budget suffisant, son traitement automatisé ne pardonne aucune erreur, et l’histoire de cette famille bretonne en est le parfait exemple.

Un casse-tête pour certaines maisons

Propriétaire d’une maison depuis deux ans, cette famille a souhaité améliorer l’efficacité énergétique du logement en isolant les combles. Dans le plus pur esprit néo-breton, l’étage de cette maison est situé sous la toiture avec des chiens-assis et autres velux en guise d’ouverture. De ce fait, il est considéré comme des combles aménagés. Or, cette configuration pose vraisemblablement problème auprès de MaPrimeRenov, puisque la partie verticale des murs de l’étage donnant sur l’extérieur n’est pas considérée comme des rampants aux yeux de l’organisme, alors qu’elle a bien été isolée en tant que telle.

Résultat : la famille en question a vu son aide financière divisée par deux, pour passer des 1500 € prévus à seulement 800 €, sur un total de 3 900 €. Malgré un recours, et le passage d’un contrôleur mandaté par l’Agence nationale de l’Habitat (Anah), il aura fallu un an à la famille pour obtenir gain de cause et finalement toucher l’entièreté de l’aide prévue. Il semblerait que cette caractéristique architecturale soit souvent l’objet de litiges entre les propriétaires et l’Anah, ce qui constitue malheureusement une raison de plus de se décourager face à l’ogre administratif qu’est devenu MaPrimeRénov’.

MaPrimeRénov’ est de retour

Malgré ces difficultés, le programme d’aide est souvent l’une des seules manières, pour les propriétaires, de financer des travaux énergétiques souvent coûteux. D’ailleurs, son guichet devrait rouvrir, quelques jours après que la loi du budget ait été finalement adoptée. Les quelque 83 000 dossiers bloqués depuis fin 2025 devraient donc être pris en charge en priorité tandis que d’autres ménages pourront déposer leur dossiers.

Désormais, les travaux d’ampleur seront conditionnés par un rendez-vous personnalisé obligatoire avec un conseiller France Renov’. Cette année, le budget de l’État pour MaPrimeRénov’ atteint les 3,6 milliards d’euros. L’Anah vise 150 000 rénovations par geste, et 120 000 rénovations globales.

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Part importante de la consommation des pays, et marqueur d’inégalités entre les ménages, le chauffage est un sujet complexe. Une nouvelle étude a montré les différences de températures moyennes des logements entre les différents pays d’Europe. Les résultats sont riches en enseignements. 

En matière de chauffage intérieur, est-ce que tous les pays européens sont logés à la même enseigne ? Quelques années après le début de la guerre en Ukraine et la crise de l’énergie qui a suivi, on pourrait logiquement se demander si la politique de sobriété appliquée par la France, et surtout les français, est équivalente chez nos voisins européens.

Le spécialiste des thermostats connectés Tado, a profité de ses nombreuses données analytiques pour mesurer la température intérieure moyenne des logements dans différents pays européens. La température moyenne de la France est indiquée à 18,65°C, tandis que celle de l’Allemagne est de 19,03°C et celle du Royaume-Uni à 16,72°C. De manière générale, on constate que les pays de l’ouest de l’Europe ont des températures moyennes plus basses que les pays d’Europe de l’est, alors même que les conditions climatiques sont souvent plus favorables.

Image : Tado

Ce chiffre est d’ailleurs en cohérence avec une récente étude qui a indiqué que 9% des européens n’ont pas les moyens de se chauffer. Dans cette analyse, on constate que l’Espagne, le Portugal et même la France se situent au-dessus de cette moyenne. Dans l’Hexagone, ce sont 11,8% des français qui ne peuvent pas se chauffer en hiver. À l’inverse, dans les pays scandinaves, où les conditions climatiques sont très rudes, moins de 4% de la population ne peut pas se chauffer.

Une question d’isolation ?

À y regarder de plus près, l’explication de cette hétérogénéité en matière de température intérieure pourrait bien s’expliquer par les méthodes de construction des logements, en matière d’isolation. Une autre étude réalisée par Tado sur 80 000 logements entre 2019 et 2020 a analysé la baisse de température d’un logement sur 5 heures sans chauffage, avec pour point de départ une température intérieure de 20°C et une température extérieure de 0°C. Dans cette analyse, on constate que les logements allemands ont perdu 1°C, les logements autrichiens 1,2°C et les logements norvégiens 0,9°C.

À l’inverse, en Espagne, les logements ont perdu 2,2°C, et les logements français 2,5°C. Le record appartient au Royaume-Uni avec une baisse de 3°C durant les 5 heures. Ainsi, difficile de ne pas voir de lien entre maintien de la température intérieure et qualité de l’isolation.

D’ailleurs, la rénovation thermique des bâtiments n’est pas systématiquement associée à une baisse de la consommation d’énergie, mais plutôt à une hausse du confort intérieur. Avec une isolation plus performante, les occupants sont souvent plus enclins à adapter la température de leur logement à leurs besoins réels. C’est ce qu’on constate en Allemagne ou en Scandinavie ou les températures de consigne dépassent souvent les 19°C. À l’inverse, en France selon le Médiateur de l’énergie, en 2024, 30% des français ont souffert du froid dans leur logement.

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Sans maîtrise, la puissance n’est rien ; c’est valable aussi pour la production d’électricité éolienne. Total Énergies a décidé d’équiper l’un de ses parcs éoliens guadeloupéens d’une batterie de 8 MWh pour en contrôler la production, et ainsi mieux répondre aux besoins de l’île. Une solution qui devrait se démocratiser pour permettre aux territoires insulaires de décarboner leur mix électrique. 

Les sociétés Entech et Total Énergies viennent de convenir d’un partenariat pour la mise en place d’une BESS de 8 MW de puissance et 8 MWh de capacité, associée à un parc éolien existant composé de 10 turbines. Entech devrait se charger de la livraison et de la pose des batteries ainsi que de tout le système de conversion d’énergie.

Cet ajout devrait permettre à Total Énergies de gérer plus intelligemment la production électrique du parc éolien concerné. Il semblerait qu’il s’agisse du parc du Petit Canal, mis en service en 2000. À l’époque, il était composé de 32 éoliennes de faibles capacités qui avaient la particularité de pouvoir être couchées lors des épisodes cycloniques. Les éoliennes ont finalement été remplacées en 2019 par 10 éoliennes pour une puissance totale de 9 MW (contre 7,04 MW auparavant).

Le stockage d’énergie, facteur clé de la transition énergétique insulaire

À l’heure actuelle, l’énergie éolienne ne représente que 5,7% d’un mix électrique largement dominé par les énergies fossiles. Les énergies renouvelables affichent un fort potentiel dans les DOM, en particulier en Guadeloupe avec des conditions de vent et d’ensoleillement avantageuses. Néanmoins, l’absence d’interconnexion avec d’autres pays ou d’autres territoires environnants impose des contraintes techniques importantes sur la gestion de la production d’électricité. Dans ce contexte, le caractère intermittent de la production éolienne apparaît peu adapté, quand la production de la centrale Diesel de Jarry, d’une puissance de 200 MW, est totalement pilotable.

L’installation de systèmes de stockage pourrait néanmoins changer la donne et permettre une décarbonation massive de la production électrique tout en permettant le pilotage des énergies renouvelables. Outre cette nouvelle batterie de 8 MWh, d’autres îles françaises ont fait ce pari comme la Martinique avec le système Madinina Storage et ses 12 MWh ou la Nouvelle-Calédonie, où la construction d’une batterie de 50 MW de puissance et 200 MWh de capacité est en cours.

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