Si vous prévoyez d’acheter un système de stockage d’électricité par batteries ou un générateur solaire, le Black Friday peut être l’occasion de s’équiper à moindres frais. La plupart des fabricants déclinent leurs offres, avec de très bonnes affaires sur certains modèles. C’est le cas, notamment, de Bluetti, l’une des plus grandes marques du secteur.

Spécialisé dans les solutions d’énergie nomade, le fabricant chinois Bluetti s’est fait une place sur le marché des stations électriques portables avec des modèles compacts, basés sur des batteries LiFePO₄ jugées plus durables. Ces produits visent à sécuriser l’alimentation en déplacement, en camping ou en cas de coupure de courant à la maison et à optimiser l’autoconsommation solaire.

À l’occasion du Black Friday, la marque propose plusieurs remises importantes sur sa gamme. Trois offres se distinguent particulièrement : la mini station Elite 10, la station haut de gamme Elite 200 V2 et le kit Elite 100 V2 accompagné d’un panneau solaire de 100 W. Elles sont disponibles directement sur leur propre boutique en ligne ou la boutique Bluetti sur Amazon, aux mêmes prix, et la livraison est toujours gratuite.

1 – Bluetti Elite 10 Mini : la mini batterie à mini prix

L’Elite 10 Mini est la plus compacte des trois. Cette station de 128 Wh est pensée comme une « station électrique de poche » pour alimenter un ordinateur portable, un appareil photo, une console ou plusieurs smartphones. Elle utilise la chimie LiFePO₄, réputée pour sa longévité, et intègre un mode UPS avec basculement rapide en cas de coupure.

Pendant le Black Friday, l’Elite 10 Mini est affichée à 159 € au lieu de 229 €, soit une remise de 70 €. Une proposition ciblée pour ceux qui cherchent
une sécurité énergétique très mobile pour les petits appareils, sans investir dans une grosse station.

Caractéristique	Valeur
Capacité de stockage	128 Wh (LiFePO₄)
Puissance de sortie AC	200 W max. (prise secteur, 300 W crête, 400 W en mode « power lifting »)
Puissance de recharge AC	150 W max. (230 V, 50/60 Hz)
Puissance de recharge DC (solaire)	100 W max. (12–28 V, 8,2 A) via entrée solaire MPPT
Connectique (ports)	1 prise AC 230 V · 2 ports USB-A (15 W) · 2 ports USB-C (1 × 15 W, 1 × 100 W) · 1 sortie DC 5521 (60 W)

2 – Bluetti Elite 200 V2 : une batterie de grande capacité à prix cassé

Positionnée plus haut dans la gamme, l’Elite 200 V2 embarque une batterie de 2 073,6 Wh et délivre jusqu’à 2 600 W en sortie AC. Elle vise autant l’usage en van aménagé que l’alimentation de secours domestique, avec la capacité d’alimenter plusieurs appareils électroménagers et des
équipements plus gourmands.

Pour le Black Friday, la station est proposée à 949 € au lieu de 1 499 €, soit 550 € de réduction. Une remise significative pour un modèle qui
se positionne comme une solution polyvalente de secours et de vie hors réseau.

Caractéristique	Valeur
Capacité de stockage	2 073,6 Wh (LiFePO₄, 54 Ah)
Puissance de sortie AC	2 600 W en continu (2 prises murales), jusqu’à 3 900 W en mode « puissance de levage »
Puissance de recharge AC	2 300 W max. en entrée secteur (0 à 80 % en ~1 h)
Puissance de recharge DC (solaire)	1 000 W max. (12–60 V, via entrée solaire MPPT)
Connectique (ports)	2 prises AC 230 V · 2 ports USB-C (jusqu’à 100 W chacun) · 2 ports USB-A (15 W) · 1 prise allume-cigare 12 V (120 W)

3 – Le kit Bluetti Elite 100 V2 + panneau solaire 100 W : l’autonomie sans se ruiner

Troisième offre mise en avant : le kit associant la station Elite 100 V2 à un panneau solaire de 100 W. La station seule développe 1 024 Wh de capacité pour une puissance de sortie AC de 1 800 W, avec un mode « Power Lifting » pouvant grimper jusqu’à 3 600 W en pointe. Le panneau de 100 W permet de recharger la batterie via une entrée solaire MPPT de 1 000 W max.

En configuration kit « Elite 100 V2 + 100 W panneau solaire », le prix Black Friday s’établit à 699 € au lieu de 1 048 €, soit 349 € de réduction. Une
proposition orientée vers le camping, le van life ou les petits usages hors réseau, avec une source d’énergie renouvelable intégrée.

Caractéristique	Valeur
Capacité de stockage	1 024 Wh (LiFePO₄, 51,2 V – 20 Ah)
Puissance de sortie AC	1 800 W en continu (2 prises murales), jusqu’à 3 600 W en pointe
Puissance de recharge AC	1 200 W max. en entrée secteur (80 % en ~45 min)
Puissance de recharge DC (solaire)	1 000 W max. via entrée solaire MPPT (charge complète en ~70 min annoncée)
Connectique (ports)	2 prises AC 230 V · 2 ports USB-C (140 W et 100 W) · 2 ports USB-A (15 W) · 2 ports DC 5521 · 1 prise allume-cigare 12 V (120 W)

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Cet été, la nouvelle a été comme un coup de tonnerre pour la filière hydrogène : Stellantis met fin à son programme de développement de pile à combustible à hydrogène. Avec des conséquences critiques pour la société Symbio. Symbio, en effet, voit là disparaître son principal marché.

C’est par communiqué de presse que le constructeur automobile, issu de la fusion des groupes PSA et Fiat-Chrysler, a indiqué ne pas percevoir de perspective à moyen terme pour le marché de l’hydrogène. Les raisons invoquées sont principalement la disponibilité d’infrastructures de ravitaillement, la hauteur des investissements à consentir, ainsi que le manque de rentabilité sans incitation gouvernementale. Et cela conduit le groupe à abandonner le lancement de sa nouvelle gamme de véhicules Pro One, propulsés par pile à combustible à hydrogène.

C’est Symbio qui devait produire ces mêmes piles à combustible. Et en masse. Dans la toute nouvelle usine « SymphonHy » située à Saint-Fons, dans la métropole de Lyon. Et Stellantis devait être son principal client, à hauteur de 80 % du chiffre d’affaires.

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Une usine très dépendante de Stellantis

Ce revirement était pour le moins inattendu ; en effet, Stellantis est actionnaire de Symbio, à hauteur d’un tiers. C’est donc toute une filière hydrogène qui était en cours de constitution. Il n’en reste pas moins que l’avenir de l’usine, inaugurée en décembre 2023, est aujourd’hui sérieusement compromis. Or, nous parlons là en effet d’une usine de près d’un milliard d’euros, dont 600 millions avaient été débloqués par l’État, la région et l’Union européenne. Une usine dotée en outre d’une importante portée symbolique, car elle devait préfigurer la mobilité de demain.

Pour l’heure, les deux autres actionnaires de Symbio, les équipementiers Forvia et Michelin, relèvent un « revirement inattendu » qui « aura des conséquences opérationnelles et financières irréversibles pour Symbio» ; les deux sociétés chercheront des contreparties à ce revirement de Stellantis, tout d’abord au travers d’une conciliation. Et si la direction de Symbio de son côté cherche des marchés de substitution, les salariés de l’entreprise sont laissés dans l’incertitude. À ce titre, ils se sont mobilisés le 19 novembre sur le site de production. Ce sont en effet pas moins de 530 emplois qui sont aujourd’hui menacés.

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Le feuilleton de l’EPR de Flamanville continue. Presque un an et demi après le premier chargement de son combustible, voilà que le réacteur vient d’atteindre les 80 % de puissance et vise les 100 % dans les prochaines semaines. Néanmoins, comme tout démarrage d’un nouveau réacteur, la liste des imprévus s’allonge.

Autour du réacteur n°3 de la centrale nucléaire de Flamanville, les jours passent, mais ne se ressemblent pas. EDF fait face à un contre-la-montre ambitieux pour mener le premier EPR français à la pleine puissance avant la fin de l’automne, c’est-à-dire avant le 21 décembre. L’énergéticien enchaîne donc les succès, mais également les difficultés.

Par exemple, ce 18 novembre, l’EPR a dû être déconnecté du réseau et a dû fonctionner au ralenti, la faute à une vanne du circuit secondaire. Cette dernière s’arrêtait de manière intempestive, entraînant l’arrêt automatique de la production d’électricité. Heureusement, la panne a été résolue en moins de 48 heures, et le réacteur a été reconnecté au réseau le 20 novembre.

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1 200 MW sur les 1 620 MW déjà atteints

En parallèle, EDF a mené à bien tous les essais dynamiques à 60 % de puissance. Ces essais sont déterminants, et ont pour objectif de valider en conditions réelles la robustesse et la réactivité de l’installation. Parmi les tests réalisés, on peut citer un arrêt manuel du réacteur, le déclenchement de la turbine, une opération d’îlotage ou encore des variations rapides de puissance.

L’EPR a même pu atteindre le palier de 80  %, autour de 1200 mégawatts électriques (MWe). Désormais, d’autres essais vont avoir lieu à ce niveau de puissance avant d’espérer atteindre les 100 %. D’ailleurs, EDF devra obtenir l’autorisation de l’Autorité de sûreté du nucléaire et de radioprotection (ASNR) avant de pouvoir dépasser les 80 %.

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La pleine puissance, avant un arrêt d’un an

C’est seulement une fois le réacteur poussé à sa pleine puissance que l’on connaîtra la puissance réelle du réacteur.  Si l’EPR était donné à 1620 MWe de puissance nominale, il se pourrait que cette dernière soit, en réalité, légèrement inférieure. Des rumeurs circulent sur une baisse de puissance de l’ordre de 35 MW, soit 2 % du total initial.

Une fois les essais réalisés à pleine puissance, il faudra cependant attendre avant de voir Flamanville 3 atteindre son rythme de croisière. Le prochain arrêt pour maintenance du réacteur est déjà programmé au 26 septembre 2026. Cet arrêt réglementaire devrait ressembler à une visite décennale, associée à un check-up complet. Durant cette visite, des essais de pression devraient être réalisés sur le circuit primaire, et l’étanchéité de l’enceinte de confinement devrait également être contrôlée. Enfin, de nombreuses modifications devraient avoir lieu comme le remplacement du couvercle de la cuve, ou encore des évolutions du contrôle commande. Au total, l’opération devrait durer 350 jours.

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Le gestionnaire du réseau électrique français RTE s’apprête à publier de nouveaux scénarios de consommation 9 % inférieurs à ceux du bilan prévisionnel 2023, selon des informations révélées par Montel.

Dans un document préparatoire daté d’octobre et consulté par Montel, RTE s’apprête à réviser à la baisse ses projections de demande d’électricité à l’horizon 2030-2035. Les nouvelles estimations seraient 9 % inférieures aux précédentes. Le directeur de la prospective de RTE, Thomas Veyrenc, prévenait : « les prochains mois seront cruciaux ».

Le gestionnaire du réseau table désormais sur une demande comprise entre 470 et 510 TWh en 2030 puis 505 à 580 TWh en 2035. RTE constate donc un ralentissement de l’électrification à la fois conjoncturel et structurel.

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L’efficacité et la sobriété compenseraient l’électrification

Pour construire ce nouveau scénario, RTE s’appuie sur deux trajectoires distinctes, une basse et une haute. La trajectoire basse décrit une France confrontée à une situation économique dégradée peinant à atteindre ses objectifs climatiques.

Dans ce scénario, seuls 6 millions de véhicules électriques circuleraient en 2030 tandis que la puissance installée des électrolyseurs plafonnerait à 1 GW. L’électrification industrielle progresserait faiblement (1,5 GW) et les centres de données représenteraient 2,4 GW de demande.

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9 millions de voitures électriques en 2030 ?

La trajectoire haute, elle, correspond à un pays parvenant à respecter les objectifs européens de décarbonation tout en relançant ses industries. Elle prévoit 9 millions de véhicules électriques en 2030, 2,9 GW d’électrolyseurs, 3,4 GW d’électrification industrielle et 4,3 GW de consommation liée aux data centers. Attention tout de même à la concrétisation de ces projets, elle n’est pas au rendez-vous aujourd’hui.

Fait notable : dans tous les cas, la consommation des bâtiments stagnera, estime RTE. Les gains d’efficacité énergétique dans le résidentiel et le tertiaire compenseraient globalement la hausse attendue du chauffage électrique et du numérique.

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Se chauffer avec une pompe à chaleur air/air, aussi appelée « climatiseur réversible », lorsqu’on habite en haute montagne ou dans une région au climat glacial est aujourd’hui considéré comme une hérésie. Pourtant, quelques modèles capables de chauffer à des températures extérieures extrêmement basses sont disponibles sur le marché. Nous en avons dégoté trois parmi les plus grands fabricants.

Une pompe à chaleur air/air ? « Tu oublies quand il fait -15°C dehors » s’exclamait dans nos colonnes une entreprise ayant installé un système de chauffage géothermique dans un bâtiment situé au col du Tourmalet, à 2100 m d’altitude. C’était sans connaître l’existence de modèles de climatiseurs réversibles à hautes performances, promettant un fonctionnement jusqu’à -25, voire -30 °C extérieurs pour certains.

Si la plupart des pompes à chaleur (PAC) air/air du commerce sont aujourd’hui capables de réchauffer jusqu’à des températures extérieures situées entre -10 et -15 °C, ce qui suffit à une large majorité des logements en France, quelques modèles à efficacité renforcée peuvent aller au-delà. Ces appareils pourraient a priori équiper des habitations situées en montagne, dans les quelques localités considérées comme des « trous à froid », ou simplement rassurer les occupants inquiets des performances par grand froid des pompes à chaleur.

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Il y a toujours de la chaleur dans l’air, même par -30 °C

On peut se demander comment une pompe à chaleur parvient à « pomper » de la chaleur de l’air extérieur lorsque la météo est glaciale. Tout est une question de ressenti. Car le froid est relatif. Le zéro absolu est à -273 °C, mais un humain commence à souffrir du froid lorsque le thermomètre descend sous une quinzaine de degrés. Pourtant, tant que le zéro absolu n’est pas atteint, il reste toujours de la chaleur dans l’air. Même lorsqu’il fait -30 °C. Bien sûr, l’appareil consomme beaucoup d’électricité pour extraire les calories dans ces conditions, mais toujours moins qu’un banal radiateur électrique.

Les fabricants de pompes à chaleur parviennent d’ailleurs à améliorer régulièrement les performances de leurs machines par grand froid. Il est assez facile de se procurer des modèles spécifiquement conçus pour les climats rigoureux dans les pays concernés comme les États-Unis, le Canada et les États scandinaves. Le choix est plus restreint en France, mais nous avons identifié trois modèles disponibles dans l’Hexagone, que voici.

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1 – La pompe à chaleur air/air Daikin FTXTM-R / RXTM-A

Le japonais Daikin, souvent considéré comme la Rolls Royce de la pompe à chaleur, propose une gamme de climatiseurs réversibles A+++ adaptés aux climats très froids appelée « Optimised Heating ». L’unité extérieure monosplit RXTMA-R offre par exemple « une puissance calorifique garantie à basse température extérieure, jusqu’à -30 °C », selon le constructeur. La fiche technique de l’appareil indique même une plage de fonctionnement jusqu’à -31 °C.

Disponible en version 7,4 kW et 8,8 kW thermiques (en mode chauffage), ce climatiseur utilise du gaz R-32, comme la majorité des PAC air/air aujourd’hui commercialisées, pour un SCOP allant jusqu’à 5,5. Si le rendement à -31 °C n’est pas indiqué, Daikin précise que la puissance thermique est toujours de 3,8 kW à -10 °C pour le modèle de 8,8 kW. Les locaux situés en climat rigoureux devront donc surdimensionner l’installation pour s’assurer un bon fonctionnement par températures glaciales.

Sur les quelques sites européens proposant des climatiseurs réversibles de la gamme Optimised Heating de Daikin, les prix oscillent autour de 2 000 € TTC pour l’unité extérieure et l’unité intérieure, ce qui reste plutôt raisonnable.

2 – La pompe à chaleur air/air Mitsubishi Ultimate + MSZ-RZ-VU

Autre cador des pompes à chaleur, Mitsubishi dispose lui aussi d’une gamme de climatiseurs réversibles « Hyper Heating » spécifique aux climats rigoureux. Fonctionnant avec du gaz R290 (du propane), le monosplit Ultimate + MSZ-RZ-VU est particulièrement écologique puisque son potentiel de réchauffement global (PRG) est de 3, contre 675 pour le R32. Le fabricant promet un « confort garanti jusqu’à -30°C extérieur » et une puissance nominale de chauffage identique de +7 à -25 °C, ce qui est remarquable.

Les cycles de dégivrage, qui permettent de supprimer l’accumulation de glace sur l’unité extérieure, sont optimisés sur cette gamme afin de maintenir des plages de chauffe plus longues. Selon la brochure du produit, le climatiseur réversible de Mitsubishi alterne des cycles de chauffe de 150 minutes et des phases de dégivrage de 3 minutes, contre 90 minutes/6 minutes pour les modèles classiques.

Le Mitsubishi Ultimate + MSZ-RZ-VU est décliné en trois versions affichant des puissances thermiques de 3,2, 4 (A+++) et 6 kW (A++) en mode chaud. Sa fiche technique indique bel et bien une puissance parfaitement conservée jusqu’à -25 °C. Le SCOP est de 5,3 et 5,2 pour les petites puissances, quand la version de 6 kW revendique un SCOP de 4,7. À noter que même la plus grosse unité extérieure plafonne à une puissance électrique de 1 450 W, ce qui permet un raccordement électrique très simple en monophasé.

Les tarifs constatés vont de 1 300 à 2 800 € TTC selon la puissance choisie, ce qui est moins cher que son concurrent de chez Daikin.

3 – La pompe à chaleur air/air Gree Charmo

Le Chinois Gree fabrique une impressionnante variété de pompes à chaleur, des plus basiques aux plus évoluées. Parmi les modèles adaptés aux climats très froids, l’on retrouve la Charmo, qui fonctionne au gaz R290 et promet d’assurer le chauffage jusqu’à -25 °C. Déclinée en deux versions, Charmo 9 et Charmo 12, elle propose des puissances thermiques nominales de 2,95 et 3,4 kW en mode chaud pour des SCOP respectifs de 4,8 et 4,6. Les deux bénéficient de la classe énergétique A+++.

Sans préciser la méthode, Gree indique que ce modèle est doté d’un système de « dégivrage intelligent » permettant, comme son rival de chez Mitsubishi, de réduire la durée des cycles de dégivrage (durant lequel le climatiseur ne peut pas souffler de chaleur dans le logement). Les performances par grand froid ne sont pas précisées, à l’exception de la puissance thermique restituée par -7 °C, qui s’élève à 2,9 kW pour le modèle de 3,4 kW.

La Gree Charmo est parmi les moins chers dans la catégorie des climatiseurs réversibles compatibles grand froid, avec un tarif TTC observé autour de 1 100 € seulement pour la Charmo 12 et 900 € pour pour la Charmo 9.

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En Écosse, la batterie géante Blackhillock est active depuis le printemps 2025. Avec une puissance de 200 MW et 400 MWh de stockage, appelés à évoluer, elle contribue déjà à stabiliser le réseau électrique.

Le projet de Blackhillock, opéré par Zenobē, est situé entre Inverness et Aberdeen. C’est un nœud écossais stratégiquement placé, proche de trois énormes parcs éoliens offshore : Viking (443 MW), Moray East (950 MW) et Beatrice (588 MW). La première phase de développement de la batterie, lancée en mars dernier, déploie 200 MW pour deux heures de capacité de stockage. Une seconde phase ajoutera 100 MW et 200 MWh d’ici 2026, pour un total visé de 300 MW / 600 MWh. C’est gigantesque à l’échelle du pays.

Blackhillock joue un rôle actif dans la stabilité du réseau. Grâce à une technologie d’onduleurs grid-forming fournies par SMA, la batterie est capable de délivrer de l’inertie (capacité du système à amortir sans délai les variations de fréquence) synthétique, traditionnellement assurée par les machines tournantes (centrales à gaz notamment). Elles sont progressivement démantelées.

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La batterie a déjà aidé lors d’une perte de production significative

Cette gigantesque réserve de stabilité a été acquise dans le cadre d’un appel d’offres Stability Pathfinder 2, lancé par l’opérateur de système national (NESO). Selon les chiffres du développeur, le site devrait générer plus de 170 millions de livres d’économies pour les consommateurs sur 15 ans, en évitant le recours à certaines centrales à gaz.

SMA, fabricant d’onduleurs, explique avoir eu certains défis comme la validation technique avec National Grid ESO (homologue de RTE), le réglage et pilotage des onduleurs. L’onduleur, piloté en mode grid forming avec inertie, a pour mission d’injecter sa puissance instantanément lorsque la baisse de fréquence s’accélère, pour limiter cette variation. Ils ont pu contribuer à stabiliser la baisse de fréquence le 14 mars 2025 à la suite d’une perte instantanée de 1877 MW de production.

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Puisque le prix spot baisse actuellement, le budget de l’Etat alloué aux énergies renouvelables augmente mécaniquement. Cela vient des contrats pour difference signés lorsque les prix étaient « raisonnablement » bas, ce qui n’est plus le cas aujourd’hui.

Un contrat pour différence (CfD en anglais) lie les producteurs d’énergies renouvelables à l’État : un prix plancher est fixé pour l’électricité produite, généralement sur 15 à 20 ans, et une régulation financière. Deux cas se présentent alors : si le prix spot est plus bas que ce tarif garanti, l’État verse l’écart au producteur. S’il est plus haut, les producteurs remboursent la différence. Ce modèle, initialement conçu pour sécuriser les revenus des investisseurs, pèse de plus en plus lourd sur le budget de l’État à mesure que les prix observés sur le marché baissent.

Selon la Commission de régulation de l’énergie (CRE), la baisse des cours de gros a porté à 10,9 milliards d’euros les charges de service public de l’énergie (CSPE) pour 2025, dont 9,7 milliards à la charge de l’État. Et cette tendance baissière (haussière pour l’Etat) est amené à se poursuivre. Dans une délibération, la CRE avertissait déjà qu’une hypothèse de prix faibles et très volatils « induira un coût de soutien supérieur au titre de 2026 par rapport à 2025 ». Elle recommande ainsi de réviser le calibrage du prix de marché de référence M0 et d’ajuster la prime en cas de prix négatifs, pour mieux intégrer les ENR au marché.

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Dans l’autre sens, les ENR rapportent à l’État

Malgré ces risques, ce système de soutien était vanté par ses défenseurs lors des prix hauts observes ces dernières années. France Renouvelables rappelle que la crise énergétique de 2022-2023 avait permius de reverser à l’Etat plus de 5,5 milliards d’euros.

La CRE, pour varier des CfD, rappelle qu’existent les PPA (Power Purchase Agreements), des contrats privés entre producteurs et acheteurs sans intervention directe de l’État. La Commission européenne, dans sa réforme du marché de l’électricité en 2022, vantait déjà ce type de contrat qui n’est pas nouveau.

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Pour la cinquième journée nationale contre la précarité énergétique, organisée le 18 novembre 2025, associations, collectivités et énergéticiens alertent sur l’installation des températures froides et, avec elles, la précarité énergétique qui s’accentue. Revue de presse des actions qui ont eu lieu et du constat.

La Banque des Territoires rappelait, hier, l’ampleur de la précarité énergétique en France. Elle s’amplifie année après année avec « 35 % des Français qui déclarent avoir eu froid chez eux l’hiver dernier ». C’est le double d’il y a cinq ans.

À l’échelle régionale, l’Est Républicain relayait les derniers chiffres de l’Insee : 518 000 ménages du Grand Est seraient vulnérables du fait de revenus modestes ou d’un parc immobilier vieillissant et peu isolé. Cette dégradation se traduit aussi par des comportements extrêmes. D’après Ouest-France, la privation de chauffage (un arbitrage subi par des ménages pour limiter leurs factures) a plus que doublé en six ans alors que la crise des prix de l’énergie ne s’est pas encore tassée.

Les témoignages relayés par France Bleu Normandie donnent un visage concret à la précarité énergétique. Invité de la matinale, un responsable d’association décrivait des habitants « qui restent habillés chez eux comme s’ils étaient dehors », faute de pouvoir chauffer leur logement sans s’endetter.

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Une lettre ouverte pour alerter l’Etat

L’Union française de l’électricité (UFE) et dix associations de consommateurs ont publié une lettre ouverte, le 18 novembre. Ils alertent sur l’« urgence à renforcer l’accompagnement des ménages modestes et très modestes », rappelant que 10 % de la population, soit plus de 3 millions de ménages, est actuellement en situation de précarité énergétique.

Ils pointent un paradoxe politique : alors que les prix de l’énergie restent élevés, le chèque énergie n’a, lui, pas évolué depuis 2019. Il s’adresse donc mécaniquement à « une part de plus en plus réduite de la facture énergétique des ménages pour leur logement ». Ils dénoncent aussi un plafond d’éligibilité devenu inférieur au seuil de pauvreté, excluant une partie des foyers pauvres.

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MaPrimeRénov n’est plus efficace

La lettre alerte également sur les effets collatéraux de la réforme du dispositif : la diminution du nombre de bénéficiaires identifiés automatiquement et un risque accru de non-recours, désormais conditionné à une déclaration volontaire sur plateforme. Le signal le plus politique pourrait concerner MaPrimeRénov’ : les associations s’inquiètent particulièrement de la baisse annoncée de son enveloppe dans le projet de loi de finances 2026. Une coupe qui « freinerait les rénovations », pourtant indispensables pour réduire les factures des ménages modestes et, avec elles, les émissions de gaz à effet de serre.

Elles appellent à un plan national massif pour la rénovation des logements des ménages modestes, visant à lever les obstacles actuels : reste à charge trop élevé, complexité administrative, manque d’incitations pour les bailleurs.

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À plus de 2 100 mètres d’altitude, une pompe à chaleur géothermique assure désormais le chauffage d’un bâtiment au col du Tourmalet. Réalisée par Bio Énergies Diffusion, l’entreprise de la famille Lazard, cette installation démontre que les calories du sous-sol peuvent décarboner et chauffer haut en altitude.

Quiconque a skié au domaine du Tourmalet (Barèges – La Mongie) est passé au col du Tourmalet. En face du bar, la discrète maison du Tourmalet a décidé de se chauffer pour pas cher. Pour l’aider, un chantier peu banal s’est joué à l’automne 2022.

Bio Énergies Diffusion, société familiale fondée en 2005 près de Toulouse, y a installé une pompe à chaleur géothermique « probablement la plus haute de France », sourit Ivan Lazard, fils du fondateur et ingénieur centralien. Spécialisée dans les forages sur sondes sèches, l’entreprise réalise chaque année « entre 500 et 1 000 forages de 150 mètres en moyenne » dans le Sud-Ouest.

Se chauffer au bois, c’est compliqué : « au Tourmalet, l’accès routier est fermé une bonne partie de l’année, donc il est impossible de l’acheminer ». Un PAC air/air aurait-elle pu être envisagée ? « Tu oublies quand il fait -15°C dehors ». Le chauffage 100% électrique, par radiateurs, coûte quant à lui très cher. La géothermie est donc, ici, la seule solution peu onéreuse. « 4 640 kWh, soit moins de 800 €/an pour chauffer un bâtiment de 462m² à 2115m d’altitude, c’est imbattable », se réjouit l’entreprise sur Linkedin.

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Des travaux compliqués par l’altitude

Au Tourmalet, l’équipe a dû composer avec les aléas naturels inhérents à la haute montagne. À 2115 mètres, la maison du Tourmalet est parfois coupée du monde : accès restreint car la route est fermée l’hiver (c’est une piste de ski), météo capricieuse et délais serrés ont rythmé les travaux. « On avait prévu six forages mais les premières neiges sont tombées avant d’effectuer le sixième et dernier forage. Et la foreuse a aussi été accidentée », raconte Yvan Lazard. Finalement, Bio Énergies s’est tenue à cinq forages de 187 mètres chacun, ils ont suffi.

Un test de réponse thermique a montré une conductivité du sol de 3,6 W/m/K, bien supérieure à celle de la plaine toulousaine (2,05 W/m/K). Quatre forages auraient, après coup, même pu être suffisants. « À Toulouse, le sol est à 16 °C au repos. Ici, il est à 5 °C au repos (0°C en sortie PAC et 3 °C en sortie forage), mais il se renouvelle beaucoup mieux : quand on prélève de la chaleur, la température bouge peu. Même à zéro degré, la pompe reste performante », explique-t-il.

Il a fallu placer de l’eau glycolée à cette température. Le local technique n’a pas eu besoin d’une grosse puissance : deux PAC de 13 kilowatts thermiques installées avec 18 kW de secours électrique qui n’a jamais tourné sont suffisantes pour alimenter chauffage, eau chaude sanitaire et rafraîchissement d’un bâtiment déjà bien isolé et semi-enterré. Son besoin énergétique annuel s’élève à 55 kWh/an/m². Le COP de la PAC est de 5,3.

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Une installation à 300 000 euros

Le coût global s’élève à plus de 121 000 euros, dont 61 000 euros de forages, la même somme pour le local technique et pour le plancher chauffant. L’Ademe et la Région Occitanie ont apporté un soutien via le Fonds Chaleur. « Sans ces aides, ce type de projet ne serait pas viable dans un site aussi isolé », reconnaît Yvan Lazard.

« Ce chantier prouve que la géothermie a sa place partout, même dans les conditions les plus extrêmes », conclut Yvan Lazard. « Le Tourmalet, c’est un laboratoire grandeur nature ». Parmi les PAC de « l’extrême », le col du Lautaret compte aussi la sienne à la Galerie de l’Alpe, réalisée en 2014.

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Pour soutenir son industrie électro-intensive en crise, l’Allemagne instaure un prix subventionné de l’électricité. Entre 2026 et 2028, ils paieront 5 centimes d’euro le kilowattheure (c€/kWh), une mesure estimée à plusieurs milliards d’euros par an.

Face à des coûts élevés de l’électricité par rapport à ses voisins européens, Berlin a décidé de mettre la main au portefeuille. Le chancelier Friedrich Merz a annoncé, le 13 novembre, un tarif d’électricité pour les industriels fixé à 5 centimes d’euro par kilowattheure de 2026 à 2028. La mesure vise à soutenir les plus électrointensifs (chimie, métallurgie, ciment, verre, plastiques, batteries et semi-conducteurs) afin de les aider à contenir leurs factures et rendre le pays attractif pour son coût de l’électricité.

L’Allemagne utilise ainsi une disposition européenne prévoyant d’octroyer des aides à hauteur de maximum 50 % du prix de l’électricité de gros, dans la limite de 50 % de la consommation annuelle de l’entreprise.

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L’électricité industrielle largement subventionnée

En 2024, selon l’agence allemande des réseaux, le prix moyen de l’électricité pour l’industrie allemande atteignait 16,77 c€/kWh tandis que certaines entreprises bénéficiaient de tarifs réduits à 10,47 c€/kWh. La subvention représente un soutien public estimé entre 3 et 5 milliards d’euros par an. Selon le chancelier, les discussions avec la Commission européenne sont « en grande partie terminées » et Bruxelles doit encore vérifier que l’aide respecte le cadre européen d’aides d’État et les obligations de décarbonation.

Parallèlement, l’Allemagne annonce le lancement d’un appel d’offres pour construire jusqu’à 10 gigawatts (GW) de centrales à gaz d’ici 2032, capables aussi de fonctionner à l’hydrogène à terme, ainsi que la réduction de certaines taxes sur l’électricité et le stockage de gaz. Ces mesures constituent une partie seulement de l’ambition initiale de l’accord de coalition qui prévoyait jusqu’à 20 GW de nouvelles capacités. Cette annonce intervient à un moment où la chimie et l’automobile, des piliers historiques de l’industrie allemande, sont particulièrement en difficulté.

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Une industrie en berne

La production chimique au troisième trimestre 2025 a par exemple chuté à son niveau de 1995. Face à la concurrence internationale, les entreprises baissent leurs prix tout en peinant à remplir leurs carnets de commandes, ce qui fait tomber le taux d’utilisation des capacités à 70 %. Un niveau bien en dessous de la moyenne décennale de 81 %, insuffisant pour assurer la rentabilité des installations.

Les bénéfices cumulés de Volkswagen, BMW et Mercedes-Benz ont dégringolé de 46 % au cours des neuf premiers mois de 2025. Les électro-intensifs français ne sont pas en reste. Ils bénéficient d’aides similaires : réduction de l’accise (une taxe sur les volumes consommés), réduction des tarifs de réseau, l’Arenh (qui prendra fin à la fin de l’année).

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Elon Musk est un habitué des annonces fracassantes. Certaines se vérifient, d’autres non. Certaines sont proprement vertigineuses. Dont cette annonce : celle de placer en orbite des datacenters alimentés par un gigantesque réseau de centrales solaires.

Commençons par quelques éléments de contexte. Tout d’abord, du côté de la société spatiale SpaceX, qui poursuit le développement du Starship. Il s’agit de la fusée la plus puissante du monde, et récemment, elle a fait parler d’elle pour son mode de récupération au sol, qui est pour le moins original. L’objectif de cette fusée est de réduire de plusieurs ordres de grandeur les coûts de mise en orbite de satellites, en se basant notamment sur la réutilisation du lanceur et un effet de volume radical.

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Des datacenters spatiaux alimentés au solaire

Par ailleurs, nous observons une explosion des besoins énergétiques des modèles d’intelligence artificielle (IA), dont celle, par exemple, qui équipe le système de navigation autonome des véhicules Tesla. L’Agence internationale de l’énergie (IEA) estime les besoins des datacenters à pas moins de 945 TWh en 2030.

C’est au cours d’un entretien avec Ron Baron, fondateur de Baron Capital, que Musk a dévoilé un plan en cours d’étude à SpaceX : la possibilité d’envoyer jusqu’à 100 GW par an de capacité de production solaire en orbite, avec pour finalité d’alimenter des datacenters et des systèmes d’IA. Le concept s’appuie sur la fusée Starship, et les évolutions futures du réseau de satellites Starlink. Musk l’assure : « Nous avons un plan pour y parvenir. ». Ce n’est certes pas la créativité qui manque chez le fondateur de SpaceX et de Tesla, ainsi qu’au sein de ses équipes.

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L’IA spatiale : une surenchère ?

Le solaire spatial est une vieille idée, qui remonte aux années 1970, et qui fait toujours l’objet d’études aujourd’hui. La proposition évoquée par Musk a le mérite de lever une difficulté importante de ces systèmes : la transmission de l’énergie au sol par des faisceaux d’ondes électromagnétiques. Si l’énergie est utilisée dans l’espace pour des datacenters, ce problème est levé, puisque ce sont des données, et non de l’énergie brute, qui seraient transmises. Certains observateurs relèvent toutefois une difficulté d’un autre ordre : dans le vide, il est difficile d’évacuer la chaleur. Or les datacenters en produisent beaucoup – certains constructeurs envisagent même de les placer dans les océans pour cette même raison.

Un projet fou ? Oui, Musk le dit lui-même : « C’est complètement fou. ». Il n’en reste pas moins qu’il s’agit d’une idée qui a le vent en poupe. Jeff Bezos, patron d’Amazon et de la société spatiale Blue Origin, l’avait lui même évoquée un mois plus tôt. De ce qui pourrait ressembler à une guerre de la surenchère, nous verrons bien ce qu’il subsistera au final.

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Les batteries géantes veulent s’imposer comme la nouvelle colonne vertébrale du stockage électrique en Europe. Le Vieux Continent s’apprête d’ailleurs à accueillir sa toute première installation de batteries à l’échelle du gigawatt.

Cette future installation est annoncée comme « le plus grand projet de stockage d’énergie par batteries d’Europe ». Le mastodonte sera développé par l’énergéticien allemand LEAG Clean Power à Jänschwalde, près de la frontière polonaise. Il couvrira 10 hectares, soit l’équivalent de 12 terrains de football, et abritera plus de 500 batteries géantes SmartStack (7,5 MWh chacune), fournies par la société Fluence. L’ensemble constituera la « GigaBattery Jänschwalde 1000 », une installation de 1 GW de puissance et 4 GWh de capacité, capable d’alimenter environ 1,6 million de foyers allemands pendant quatre heures.

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Une capacité plus grande que celle du parc allemand entier

Cette année, le gouvernement avait réaffirmé l’importance du stockage énergétique pour garantir la sécurité du système électrique national. LEAG et Fluence entendent donc répondre à cette demande avec un projet dont la seule capacité dépasse celle de tout le parc de batteries à grande échelle existant dans le pays. À l’heure actuelle, l’Allemagne totalise en effet environ 3,2 GWh de systèmes installés.

Le plus grand dispositif en service à ce jour est la centrale d’Eco Stor, mise en service cet été à Bollingstedt (Schleswig-Holstein), avec 103 MW de puissance et 238 MWh de capacité. D’autres projets sont en préparation, mais aucun n’approche encore l’envergure de celui prévu à Jänschwalde.

La centrale devrait être achevée entre 2027 et 2028. « Ce sera une question de mois », assure Lars Stephan, de Fluence, en comparant ce chantier aux six années nécessaires pour construire la plus grande STEP du pays, d’une puissance équivalente, mais d’une plus grande capacité (8,48 GWh).

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Un sous-projet du GigawattFactory

La GigaBattery s’inscrit dans le projet GigawattFactory porté par l’énergéticien LEAG. Il s’agit d’une vaste initiative de transition énergétique destinée à transformer la région minière de la Lausace (Allemagne) après la sortie du charbon. Ce grand projet prévoit un ensemble cohérent de parcs solaires, d’éoliennes, de batteries géantes et d’infrastructures dédiées à l’hydrogène vert. L’objectif : produire d’importantes quantités d’électricité renouvelable et la rendre disponible à tout moment grâce au stockage et à des centrales flexibles. « Ce projet nous permet d’alimenter un nouveau moteur de croissance pour notre GigawattFactory », s’est réjoui Adi Roesch, PDG du groupe LEAG.

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Si l’offre est un vrai cadeau pour les consommateurs australiens, c’est plutôt une mauvaise nouvelle pour certains grands acteurs de l’énergie. En offrant trois heures d’électricité chaque jour aux consommateurs, le risque est de bouleverser l’ensemble du marché énergétique.

Début novembre, l’Australie a dévoilé une nouvelle offre énergétique dite « Solar Sharer », qui obligera plusieurs fournisseurs à proposer quotidiennement trois heures d’électricité gratuite en milieu de journée, à partir de juillet 2026. Une offre qui fait étrangement écho à celle lancée par Engie, en France, proposant deux heures gratuites quotidiennes.

Cette initiative bénéficiera à des millions d’habitants de Nouvelle-Galles du Sud, d’Australie-Méridionale et du sud-est du Queensland, qu’ils possèdent ou non des panneaux solaires. En lançant le programme, le gouvernement espère encourager les ménages à consommer davantage d’électricité lorsque le solaire est abondant et est souvent excédentaire. Tout cela dans le but d’alléger la pression exercée sur le réseau en soirée.

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Qui profite vraiment des trois heures gratuites ?

Si le programme Solar Sharer apparaît comme une aubaine pour ceux capables de décaler leurs usages, il pourrait toutefois pénaliser une autre partie de la population. Plusieurs experts redoutent une hausse des prix de l’électricité en dehors des heures gratuites, notamment lors des périodes sans soleil. Les fournisseurs devront en effet compenser les pertes générées pendant les trois heures quotidiennes offertes. Car rappelons que durant cette tranche horaire, ils devront toujours acheter l’électricité au prix du marché, qui risque d’ailleurs d’augmenter si la demande se concentre massivement sur cette période.

Du côté des producteurs, les centrales solaires devraient largement profiter du dispositif. En déplaçant une partie du pic de consommation vers la journée, ils n’auraient plus besoin de brader leur électricité, puisque l’excédent serait absorbé par le réseau. Les centrales éoliennes ou au charbon pourraient également y trouver un intérêt selon une étude de Rystad Energy relayée par PV Magazine. En revanche, ce ne serait pas le cas des centrales à gaz ou hydroélectriques, qui souffriraient de la baisse de la demande en soirée.

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Le stockage à grande échelle : le grand perdant du Solar Sharer

La filière la plus fragilisée serait toutefois celle du stockage à grande échelle. Pour rappel, le modèle économique de cette industrie repose sur l’achat d’électricité à bas prix (généralement la nuit ou lors des pics de production renouvelable) pour la revendre plus cher lors des périodes de forte demande. Or, si le pic de consommation se déplace en journée, l’écart entre prix d’achat et prix de revente se réduit. Résultat : les marges pourraient s’effondrer. Cette situation pourrait même décourager les investisseurs, alors que l’Australie s’impose progressivement comme l’un des plus grands marchés mondiaux du stockage par batteries.

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Si vous faites partie des quelque 900 000 abonnés à l’option Tempo du tarif réglementé de l’électricité, vous redoutez probablement les fameux «jours rouges ». Ces journées où, durant les heures pleines, le tarif du kilowattheure explose, imposant une réduction drastique de sa consommation d’électricité. Si ces «jours rouges » sont officiellement communiqués la veille pour le lendemain, certains ont développé un algorithme permettant de les prédire, de façon non officielle, jusqu’à six jours à l’avance.

L’option Tempo du tarif réglementé (tarif bleu EDF) est assurément l’une des offres d’électricité les plus complexes en France. Elle décline six tranches tarifaires différentes selon la période de l’année et le créneau horaire. Ainsi, l’on peut être en jour « bleu », « blanc » ou « rouge », chaque jour étant également divisé en heures pleines (de 6 h à 22 h) et heures creuses (de 22 h à 6 h).

Les jours rouges, activables seulement 22 fois dans l’année entre le 1ᵉʳ novembre et le 31 mars hors week-end et jours fériés, sont les plus redoutés. Et pour cause : le tarif du kilowattheure grimpe à 0,65 € durant les heures pleines, contre 0,15 € les jours bleus et 0,17 € les jours blancs. Les heures creuses sont toujours extrêmement avantageuses, proposant 0,12 €/kWh en jour bleu, 0,14 €/kWh en jour blanc et 0,15 €/kWh en jour rouge.

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Une application avec des prévisions à J+6

Traditionnellement, la couleur du lendemain est annoncée chaque matin à 6 h par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE et à 11 h par EDF, par e-mail, notification via une appli smartphone, voire un boîtier spécifique dans de rares cas. Cela permet aux abonnés de se préparer en conséquence. Un jour rouge annoncé la veille, et l’abonné sait qu’il devra éviter de faire tourner des appareils énergivores en heures pleines. Mais être informé seulement la veille peut être frustrant.

Ainsi, certains experts ont développé un algorithme afin de tenter de prédire la couleur des jours Tempo plusieurs jours à l’avance. La méthode de calcul officielle de RTE permettant de déterminer la couleur des jours Tempo étant publique. Récemment, c’est le comparateur Selectra qui a dévoilé cette fonction, disponible sur leur application dédiée Tempo/EJP. Si l’estimation affichée peut évidemment se tromper, elle permet de se faire une idée des probabilités d’activation d’un jour rouge, jusqu’à six jours à l’avance. De quoi largement se préparer.

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Le nucléaire, machine tournante à la production stable et prévisible, joue en réalité de sa flexibilité. Avec la part grandissante des énergies renouvelables et la volatilité des prix, EDF module désormais ses réacteurs pour s’adapter au marché.

La modulation nucléaire consiste à ajuster en temps réel la puissance des réacteurs grâce au contrôle des barres de régulation ou du flux de vapeur vers les turbines afin d’équilibrer le réseau et d’optimiser la production. Dans une présentation d’Alessandro Armenia (Kpler) lors des Montel Energy Days, nous apprenons que la France est aujourd’hui l’un des rares pays capables de faire varier jusqu’à 15 GW sa puissance nucléaire au cours d’une seule et même journée.

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Une pratique ancienne mais qui évolue

Si la pratique n’est pas nouvelle, sa fréquence explose. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) qualifie 2024 d’« année pivot » : EDF a modulé l’équivalent de 26,5 TWh, soit une baisse d’environ 7 % de ses injections sur le réseau. La cause ? Une offre électrique parfois surabondante, notamment lorsque le solaire et l’éolien couvrent majoritairement la demande nationale. Dans ces moments de tension en injection, les prix plongent parfois en territoire négatif : 436 heures à prix négatifs ont été recensées jusqu’à fin août sur la seule année, contre 352 l’an dernier.

Contrairement à une idée admise, la modulation ne résulte pas seulement d’une contrainte imposée par les renouvelables. « EDF choisit de moduler pour optimiser ses revenus », note la CRE : en économisant du combustible entre deux arrêts ou en décalant sa production vers les heures les plus rémunératrices. Un jeu d’équilibriste qui permet à l’énergéticien de maximiser la valeur du productible, c’est-à-dire capter les prix hauts, tout en évitant de produire à perte quand les prix s’effondrent.

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La modulation n’est pas sans impact sur la durée de vie du matériel

Ce glissement d’un mode « suivi de charge » – adapté à la demande – vers un suivi de la « demande résiduelle » – celle qui subsiste une fois les renouvelables injectées – change complètement l’exploitation du parc. D’après Kpler, la modulation se concentre désormais autour des zones frontalières et des réacteurs P4 (1,3 GW), plus flexibles, participant aussi à l’équilibrage transfrontalier. Cette adaptabilité soutient les exportations françaises, parfois proches des limites du réseau européen tout en générant une valeur croissante pour EDF.

Cette modulation n’est pas indolore pour les vieux réacteurs français. Les cycles thermiques répétés provoquent des contraintes mécaniques et des phénomènes de corrosion. L’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) étudie d’ailleurs le lien possible entre modulation et fissures sous contrainte. En 2025, Kpler relève une hausse de 55 % des arrêts non planifiés de courte durée. Les règles environnementales doivent aussi être respectées : quand la température des fleuves dépasse 26 à 30 °C, les centrales doivent ralentir ou stopper leurs turbines, comme à Golfech ou Bugey l’été dernier.

Selon les prévisions de Kpler, les volumes modulés pourraient encore croître de 7 % d’ici 2030 si la demande stagne et que le solaire poursuit sa progression.

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Bien que la Cour des comptes alerte sur l’explosion des dépenses de maintenance d’EDF, elle voit comme une opportunité la prolongation du parc nucléaire jusqu’à 60 ans.

La Cour des comptes constate le coût et la fréquence des maintenances de réacteurs nucléaires français. Le parc nucléaire historique EDF est vieillissant, les dépenses de maintenance ont fortement augmenté entre 2014 et 2024. Désormais, chaque année, EDF débourse 6 milliards d’euros, soit une hausse de 28 % par rapport à la période 2006–2014. Cette hausse s’explique, selon les magistrats, par le vieillissement des centrales agées d’environ 50 ans et par un relèvement continu des normes de sûreté depuis l’accident de Fukushima.

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Prolonger les réacteurs serait très pertinent

Malgré ce coût de maintenance, la Cour juge que la prolongation des réacteurs historiques jusqu’à 50, voire 60 ans constitue une « option avantageuse pour le système électrique ». Son évaluation table, pour un réacteur de 40 ans prolongé jusqu’à 60 ans, sur un coût de prolongation autour de 51 euros le mégawattheure (€/MWh, euros de 2023). Elle juge ce prix « très compétitif » par rapport aux coûts estimés des six nouveaux EPR2, évalués à 79,90 €/MWh dans ses hypothèses.

Pour autant, les Sages de la rue Cambon soulignent plusieurs fragilités dans les programmes de maintenance : la gestion se complique, la durée des arrêts tend à s’allonger (la disponibilité des réacteurs est passée de 80 à 74% en une décennie) et la réinternalisation des compétences critiques progresse insuffisamment vite.

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Un programme viable si les prix et les prévisions de productions sont tels qu’anticipés

La Cour appelle EDF à renforcer les efforts engagés avec son plan START 2025, lancé en 2019, qui vise à améliorer la disponibilité des réacteurs en optimisant les durées des arrêts programmés. La prolongation du parc historique est une des deux jambes du programme électronucléaire français. Les nouveaux EPR2 en sont la deuxième. Pour que cette prolongation reste économiquement viable, il faut que les prévisions de production soient respectées et que les prix de l’électricité ne baissent pas trop.

La Cour avait, par ailleurs, alerté sur la santé financière d’EDF : l’énergéticien français est déjà fortement endetté alors que se profile un mur d’investissements de 100 milliards d’euros des EPR2. Environ 460 milliards d’euros pourraient être nécessaires d’ici 2040, incluant la prolongation du parc, la construction de ces EPR2 mais aussi la modernisation du réseau électrique.

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À Montereau (Seine-et-Marne), EDF et OpCore préparent un méga centre de données de plusieurs centaines de mégawatts sur le site d’une centrale au fioul aujourd’hui démolie. Un projet colossal estimé à 4 milliards d’euros.

Sur l’ancien site de la centrale thermique de Montereau, EDF et OpCore (filiale du groupe Iliad, qui détient Free) engagent un projet de centre de données géant, utilisant un foncier industriel déjà raccordé au réseau. Comme l’indique un communiqué conjoint, l’objectif est d’accélérer l’implantation d’infrastructures capables d’absorber les besoins massifs du calcul intensif. Le montant de l’investissement est monumental : environ 4 milliards d’euros.

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Éviter l’interminable file d’attente pour se raccorder au réseau

Le site vise plusieurs centaines de mégawatts de puissance, un niveau rarement atteint en France. L’intérêt technique du lieu tient à ses raccordements électriques de grande capacité existants hérités de l’ancienne centrale au fioul, et à la possibilité d’un accès immédiat au réseau, évitant des années d’attente et de travaux.

L’opérateur de centres de données OpCore prévoit une architecture visant à limiter les pertes électriques et à améliorer le refroidissement. La sobriété énergétique repose ici sur une combinaison de circulation d’air optimisée, gestion fine des flux chauds/froids et infrastructures compactes. Le communiqué souligne que le projet s’appuie sur une chaîne d’approvisionnement majoritairement européenne et une approche intégrant économie circulaire et réduction des impacts.

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Un atout pour la souveraineté numérique et l’IA

Avec une puissance de cette ampleur, le site pourra soutenir des clusters d’intelligence artificielle très énergivores, nécessitant un refroidissement stable et un accès continu à une énergie décarbonée. Ces centres de calcul deviennent essentiels pour entraîner des modèles d’intelligence artificielle et éviter une dépendance à l’étranger pour la capacité de calcul stratégique.

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L’UFC-Que Choisir, avec l’achat groupé « Énergie moins chère ensemble », permet aux ménages d’accéder à un tarif négocié collectivement et fixé pendant deux ans. L’association veut inciter les fournisseurs à davantage de concurrence pour soulager les ménages. La nouvelle offre négociée n’est toutefois pas aussi séduisante qu’elle ne le devrait.

L’opération menée par l’UFC Que Choisir a retenu le fournisseur Octopus pour une réduction de 21,1% par rapport au kilowattheure (kWh) du tarif réglementé. Cette remise s’applique à l’ensemble des profils de consommation et s’accompagne d’un prix fixe garanti deux ans hors évolution des taxes ou des coûts d’acheminement. Selon les simulations données à la presse par l’UFC-Que Choisir, les économies seraient de l’ordre de 101 €/an pour un foyer consommant 3000 kWh, de 321 € pour une base de 10 000 kWh et jusqu’à 485 € dans certains cas pour des consommations très élevées.

L’inscription est ouverte aux 150 000 premiers souscripteurs au prix de 12 ou 6 € pour les nouveaux adhérents ou abonnés UFC. 

L’achat groupé est efficace mais n’est pas la seule manière de faire baisser les prix

Si la méthode de l’achat groupé est privilégiée par l’UFC pour faire baisser les prix, elle ne reste heureusement pas l’unique manière de faire baisser sa facture, même si elle est efficace. Certains fournisseurs alternatifs, comme Primeo Énergie, proposent eux aussi des offres fixes particulièrement agressives sur le kWh, parfois équivalentes voire plus avantageuses selon les profils de consommation. Primeo promet, par exemple, -20 % sur le TRV jusqu’au 31 décembre 2026, affichant un tarif du kWh et d’abonnement quasiment identiques, sans les contraintes de l’achat groupé.

L’option Tempo du tarif réglementé (tarif bleu d’EDF) présente également des prix du kilowattheure inférieurs à l’offre d’achat groupé, sur certains créneaux.

Comparatif des offres d’électricité  Achat groupé Octopus / UFC-Que Choisir et Primeo fixe -20%
Prix TTC	Énergie moins chère ensemble (UFC-Que Choisir / Octopus)	Offre fixe -20 % Primeo Energie
kWh Base	0,1616 €	0,1634 €
kWh HP	0,1717 €	0,1736 €
kWh HC	0,1365 €	0,1380 €
Abonnement mensuel 6 kVA Base	15,45 €	15,47 €
Abonnement mensuel 6 kVA HP/HC	15,73 €	15,74 €
Abonnement mensuel 12 kVA Base	23,30 €	23,32 €
Abonnement mensuel 12 kVA HP/HC	24,26 €	23,76 €

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Forer, c’est tout un pan de l’imaginaire collectif américain. Et si cela désigne généralement l’extraction d’hydrocarbures fossiles profondément enfouis, cela concerne tout autant la géothermie. Dans laquelle ce savoir-faire peut trouver une nouvelle application énergétique. Un exemple avec ce record que vient de battre Mazama Energy.

La quantité de chaleur présente dans le volume de notre planète est colossale, et pourrait, en théorie, prendre une large part dans le mix énergétique mondial. Pour prendre un exemple, une étude du MIT de 2008 conclut que le gisement situé sur le territoire des États-Unis entre 3 et 10 kilomètres de profondeur représente, pour ce pays, au moins 1000 ans de consommation d’énergie.

Une ressource d’un grand intérêt donc, mais qui présente un inconvénient de taille : pour que cette chaleur soit utilisable au mieux, il est préférable qu’elle soit récupérée à la plus haute température possible. Et, hors localisations très particulières du point de vue volcanique, cela implique de devoir creuser profond. Et pour un prix le plus bas possible, pour que cette énergie soit compétitive.

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Produire de l’électricité à partir des entrailles de la Terre

C’est aujourd’hui chose faite aux États-Unis avec ce record qui vient d’être battu. La startup Manzama Energy vient en effet d’annoncer avoir réussi à creuser un puits dont la température de fond atteint 331°C. Mieux, elle estime pouvoir atteindre 400°C courant 2026. Des températures suffisamment élevées pour assurer un excellent rendement pour la conversion énergétique qui transformera cette chaleur en électricité. Mazama affirme ainsi pouvoir proposer un concept dix fois plus dense en énergie, qui utilise 75 % moins d’eau et nécessite 80 % de puits en moins que les concepts concurrents.

Ce record a été établi sur le site pilote de Newberry, dans l’Oregon aux États-Unis, qui atteint 3 100 m de profondeur. Dans un avenir proche, l’entreprise réalisera des forages horizontaux qui permettront d’alimenter une centrale pilote de 15 MW, qui sera ultérieurement étendue (« scalée ») à 200 MW. Notons que Mazama Energy utilise une technologie de stimulation hydraulique propriétaire (appelée « Thermal Lattice ») ; une technique qui a conduit à des problèmes dans certaines exploitations de gaz de schiste aux États-Unis. Souhaitons que toutes les leçons en aient été tirées.

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Porté par des enjeux environnementaux et de souveraineté, il semble que le nucléaire fasse son retour en Italie. Renversant ainsi une politique initiée quarante ans auparavant.

Le 8 novembre 1987, les Italiens votent trois référendums qui conduiront in fine à l’arrêt de l’énergie nucléaire civile dans ce pays. Ces votes font suite à la catastrophe de Tchernobyl, qui avait alors frappé l’Ukraine un an plus tôt, le 26 avril 1986. Un nouveau référendum les 12 et 13 juin 2011 confirme cette orientation vers l’interdiction de nouveaux projets et l’abandon de cette source d’énergie. Et ce, dans la foulée de l’accident nucléaire japonais de Fukushima, provoqué par le tremblement de terre du 11 mars 2011 et le tsunami qui s’en est suivi.

Au regard de ces votes, on pourrait penser que le nucléaire est une solution définitivement abandonnée en Italie. Mais aujourd’hui, l’idée d’un nouveau nucléaire semble faire son chemin dans la politique italienne. Il faut dire qu’après le début de la guerre en Ukraine et la mise en place des sanctions contre la Russie, l’Italie avait été durement touchée par l’explosion du prix du gaz, dont le pays est très dépendant.

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Un projet de loi pour reconstruire toute une filière

En mars 2025, le Conseil des ministres a approuvé un plan de relance du nucléaire. Aspect notable : ce plan envisage des centrales à fission et à fusion, mais surtout une orientation marquée vers des centrales d’une technologie différente de celles auparavant mises en œuvre. Le plan pourrait porter la contribution du nucléaire de 11 à 22 % de l’approvisionnement électrique de l’Italie à l’échéance de 2050.

La relance du nucléaire en Italie a depuis lors continué son parcours politique. Ce 2 octobre 2025, le gouvernement de Giorgia Meloni a adopté un projet de loi allant dans ce sens. Le texte devra ensuite faire l’objet d’un examen et d’un vote par le Parlement.

S’il est adopté, la loi permettra au gouvernement d’élaborer un programme de construction de capacités de production de l’énergie nucléaire, mais aussi le renforcement de la recherche en ce domaine, la possibilité de mettre en œuvre des campagnes de communication, ainsi que la création d’une autorité de sûreté indépendante. À ce jour, les technologies dans la ligne de mire de l’exécutif italien seraient des petits réacteurs modulaires (SMR) de troisième génération.

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