Ingénieur de formation et vulgarisateur scientifique reconnu, Rodolphe Meyer, alias « Le Réveilleur » sur YouTube, vient de publier une nouvelle vidéo consacrée aux pompes à chaleur. Dans ce long mais passionnant épisode, il montre à quel point cette technologie peut réduire les émissions de gaz à effet de serre et de polluants tout en réduisant notre facture énergétique.

La pompe à chaleur va bouleverser le monde, à en croire Rodolphe Meyer, l’expert énergie-climat derrière la chaîne YouTube « Le Réveilleur ». L’ingénieur commence par rappeler le principe de base de la pompe à chaleur : un système qui ne « crée » pas de chaleur mais la transfère d’un milieu à un autre grâce à un fluide frigorigène et un compresseur. Il vulgarise les notions de coefficient de performance (COP) et d’efficacité saisonnière, afin de montrer pourquoi une pompe à chaleur peut fournir plusieurs kilowattheures de chaleur pour un seul kilowattheure d’électricité consommé.

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Un éclairage honnête sur les pompes à chaleur

La vidéo insiste aussi sur les conditions de réussite d’une installation. Une pompe à chaleur n’est pertinente seulement si le dimensionnement est adapté aux besoins réels. Rodolphe Meyer explique le fonctionnement du système en cas de grand froid, ses émissions sonores, le risque de surconsommation si l’on surdimensionne ou si l’on conserve des émetteurs très haute température. Il démonte au passage plusieurs idées reçues, sur l’impact des gaz frigorigènes notamment.

Enfin, l’ingénieur replace la pompe à chaleur dans un cadre plus large : celui de la stratégie de décarbonation du chauffage résidentiel. Il explique en quoi la généralisation des PAC, combinée à la progression des énergies renouvelables dans le mix électrique, peut contribuer à réduire les émissions du secteur. La vidéo se veut avant tout un outil d’aide à la décision pour les particuliers, en fournissant des éléments factuels plutôt qu’un discours purement commercial.

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Tokamak Energy a été fondée en 2009 au Royaume-Uni, à proximité d’Oxford. Bien dotée du point de vue financier – 200 millions de dollars collectés en 2022, puis 125 millions en 2024 – elle a battu plusieurs records technologiques. Et aujourd’hui, elle nous fournit de belles images, très utiles pour comprendre le fonctionnement d’un réacteur à fusion.

Le concept de Tokamak Energy est axé sur deux options technologiques : tout d’abord, le tokamak sphérique, réputé plus compact que ceux en forme de tore (comme ITER, par exemple), et d’autre part, des aimants supraconducteurs à haute température. Par haute température, il faut toutefois comprendre « un peu plus haute température que les autres supraconducteurs », car ils restent refroidis à des températures extrêmement basses, de l’ordre de 20 kelvins, c’est-à-dire -250 °C.

Le sujet qui nous occupe aujourd’hui est visuel, et il concerne une caméra couleur installée à l’intérieur de l’enceinte du tokamak. Il s’agit d’une caméra haute vitesse, capable de capter 16 000 images par seconde (fps). Cette caméra très spéciale permet d’observer les phénomènes qui se produisent à l’intérieur du réacteur à fusion, et de produire des images comme celle-ci.

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Des images essentielles pour la recherche

Ce que nous pouvons voir n’est que la partie du plasma qui émet dans la gamme visible du spectre lumineux. Et c’est la portion du plasma qui est la plus froide, en périphérie, car le cœur du plasma est bien trop chaud pour émettre à des longueurs d’ondes perceptibles par nos yeux. Comme le deutérium et le tritium émettent respectivement une lumière rouge et une lumière bleue, il en résulte ce halo rose que l’on observe dans l’enceinte. Sa portion plus vive, visible en haut à gauche de l’image, correspond à l’injection de deutérium.

Les étincelles rouges visibles en haut à droite correspondent à une poudre de lithium injectée dans le plasma. Lorsque le lithium est ensuite entraîné et chauffé par le plasma, il s’ionise (il perd un électron et devient du Li⁺) ; sous cette forme, le lithium émet une lumière verte. Il trace alors un anneau qui suit les lignes de champ magnétique.

Ces images, outre leur aspect esthétique, ont un réel intérêt scientifique. En particulier pour suivre le trajet du lithium dans le réacteur. L’objectif est ici de se servir du lithium comme d’un traceur permettant d’étudier le mouvement des gaz et du plasma dans le réacteur, avec pour finalité de renforcer la robustesse de ses composants vis-à-vis des conditions sévères qui leur sont imposées.

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Une nouvelle étape vient d’être franchie vers la création d’une nouvelle station de pompage-turbinage sur le site historique du lac Noir. Un appel d’offres devrait bientôt être publié pour déterminer qui possèdera le droit de l’exploiter à partir de 2026.

C’est officiel : l’État vient de faire l’acquisition des terrains des sites du lac Blanc et du lac Noir auprès de la commune alsacienne d’Orbey. Cette acquisition promet la relance du projet d’implanter une station de transfert d’énergie par pompage sur ce site emblématique du massif des Vosges.

Pour rappel, le site accueillait une modeste STEP depuis 1933, d’une puissance de 80 MW pour environ 0,5 GWh de capacité de stockage. Mais en 2002, une avarie avait conduit à son arrêt définitif. Face à un bâtiment historique trop abîmé, EDF avait décidé de le raser en 2014, avec le projet de construire une nouvelle usine d’ici 2019. Ce nouveau projet était vivement soutenu par les élus locaux. En 2018, même Sébastien Lecornu, alors secrétaire d’État auprès du ministre de la Transition écologique et solidaire, s’était prononcé en faveur d’une nouvelle STEP. Mais finalement, l’énergéticien français avait décidé d’y renoncer en évoquant un manque de rentabilité du fait d’un investissement estimé à 80 millions d’euros.

L’acquisition de ces terrains par l’État redistribue les cartes, dans un contexte propice aux systèmes de stockage d’énergie. Un appel d’offres va être lancé d’ici la fin de l’année afin de déterminer qui en sera le concessionnaire. En parallèle, des études environnementales vont être menées pour garantir un projet respectueux de la biodiversité locale.

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La STEP du Lac Noir de nouveau indispensable ?

Si, au milieu des années 2010, les conditions économiques n’étaient pas réunies pour faire du site du lac Noir un projet rentable, le contexte actuel est bien différent. Avec le développement massif des énergies renouvelables sur ces dernières années, les besoins en stockage d’énergie ont explosé. Ainsi, le déploiement de nouvelles STEP et l’augmentation de capacité des installations actuelles sont bien à l’ordre du jour du côté d’EDF. Parmi les grands projets en cours de développement, il y a notamment le gigantesque chantier de Montézic 2.

Reste désormais à savoir qui s’occupera de la construction de la nouvelle centrale du lac Noir. Le fournisseur d’électricité colmarien Vialis a annoncé vouloir se porter candidat pour la concession. Celle-ci devrait démarrer dans le courant de l’année 2026.

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Bien que l’éolien et le solaire se déploient à toute vitesse, la France peine encore à réduire significativement sa dépendance aux énergies fossiles.

Depuis une décennie, la France affiche sa volonté de verdir son mix énergétique : stratégie nationale bas carbone, système de quotas d’échanges d’émissions de CO₂, programmation pluriannuelle de l’énergie avec des objectifs renouvelables… Les parcs éoliens fleurissent sur terre et en mer, les toitures et les champs se couvrent de panneaux photovoltaïques. En 2024, les renouvelables ont produit près d’un tiers de l’électricité nationale. Une progression tirée par le solaire et l’arrivée progressive des premiers parcs éoliens en mer.

Mais, derrière, les énergies fossiles – gaz en tête – restent actuellement indispensables pour répondre aux pics de consommation et compenser l’intermittence de production des renouvelables. Et si la France bénéficie d’un parc nucléaire important, celui-ci ne suffit pas à éliminer totalement le recours aux centrales thermiques, surtout lors des hivers tendus ou des séquences prolongées sans vent (appelées Dunkelflaute).

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Une hausse des énergies renouvelables plus rapide que la demande

Selon les calculs du centre Ember, la production d’électricité photovoltaïque a enregistré une progression de 31 % au cours des trois premiers trimestres de 2025 tandis que l’éolien affichait une hausse de 7,6 %. Sur cette période de neuf mois, ces deux filières ont produit 635 térawattheures (TWh) supplémentaires par rapport à l’an dernier, dépassant ainsi l’augmentation de la demande mondiale d’électricité, qui n’a crû que de 2,7 % (603 TWh).

Malgré cette progression, le solaire et l’éolien ne représentaient fin septembre 2025 que 17,6 % de la consommation mondiale d’électricité tandis que les centrales fossiles continuaient de fournir 57,1 % de la demande, relève Amélie Laurin, du journal Les Echos.

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Symptomatique des difficultés inhérentes à l’éolien offshore européen, les Pays-Bas viennent à leur tour d’essuyer un échec pour l’appel d’offres d’un parc éolien de 1 GW. Aucun candidat n’a tenté sa chance, à cause de l’absence de certitudes financières. Face à cette situation qui se généralise, les pays européens doivent trouver des solutions pour respecter leurs objectifs de décarbonation. 

Après la France, avec Oléron 1, ou l’Allemagne avec son projet éolien de 2,5 GW, c’est au tour des Pays-Bas de ne recevoir aucune réponse à un appel d’offres, pour le site Nederwiek I-A, en mer du Nord. D’une capacité envisagée de 1 GW, ce parc devait prendre place sur un site de 150 km², et être construit à partir de 2030. Cependant, le 30 octobre, à la clôture de l’appel d’offres, aucun candidat n’avait soumis d’offre. Pourtant, les critères d’appel d’offres avaient été ajustés pour le rendre plus attrayant à cause de précédents déboires du même ordre, mais cela n’aura pas suffi. 

Sophie Hermans, ministre néerlandaise du Climat et de la Croissance verte, a pris la parole à ce sujet, et a déclaré : « Cela confirme que nous sommes entrés dans une situation de marché dans laquelle le soutien du gouvernement est crucial pour empêcher le développement éolien offshore de s’arrêter ».

Depuis deux ans, le contexte économique a beaucoup changé pour l’éolien offshore, et les hausses des coûts réduisent les marges des promoteurs, ce qui réduit leur volonté d’investir. En parallèle, la filière industrielle peine à se développer à l’échelle de l’Europe. 

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Les contrats pour la différence, véritable solution à cette situation ?

Face à cette situation, les pays européens misent de plus en plus sur les CfD (Contract for difference) pour apporter une sécurité aux promoteurs. Le CfD est un instrument financier qui prend la forme d’un contrat entre le producteur d’électricité et l’État, qui protège le producteur de la volatilité des prix d’électricité. Avec ce fonctionnement, l’État complète le revenu du producteur quand les prix de marché sont plus bas qu’un tarif de référence, et récupère la différence lorsque les prix de marché sont plus élevés.

Les CfD se sont progressivement implantés dans de nombreux pays comme le Royaume-Uni, la France, la Belgique ou l’Irlande. Face à des appels d’offres infructueux, d’autres pays se tournent vers cette solution comme l’Allemagne ou le Danemark. Les Pays-Bas souhaitent également opter pour les CfD, mais ces derniers ne seront pas effectifs avant 2027. En plus de ces contrats, la mise en place de nouveaux objectifs européens en matière d’installation d’éoliennes offshore permettrait à la filière d’avoir des certitudes, et de s’organiser en conséquence.

Enfin, un soutien financier par des institutions publiques semble crucial pour aider les développeurs à faire face aux investissements nécessaires dans un contexte plus houleux que jamais. Récemment, la Banque européenne d’investissement (BEI) a accordé un prêt de 500 millions d’euros à Iberdrola pour permettre le déploiement de la ferme offshore Windanker, en Allemagne.

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Malgré l’embargo et le plafonnement du prix du GNL russe, une partie importante du pétrole en provenance de Moscou continue d’arriver sur les marchés occidentaux. Un système international de « blanchiment » énergétique, impliquant plusieurs pays relais et des mécanismes de transformation ou de reclassification, relance même les importations européennes.

Depuis 2022, l’Europe cherche à se sevrer du gaz russe pour limiter les revenus fossiles russes par un arsenal de sanctions. Embargo sur le pétrole brut, plafond en prix sur le gaz naturel liquéfié (GNL)… Pourtant, selon plusieurs sources interrogées par Montel, ces mesures se heurtent au marché mondialisé, particulièrement habile à se réorganiser et à masquer la source. Le blanchiment pétrolier – ou la capacité à dissimuler l’origine russe d’un produit raffiné ou mélangé – se généralise.

Une série de pays émergents sont impliqués dans ce contournement. Les Émirats arabes unis, l’Inde, la Turquie, la Chine ou encore Singapour importent du pétrole russe à prix cassé avant de le raffiner, de le mélanger ou de le revendre sous une appellation locale.

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L’UE impose des mesures de plus en plus drastiques contre ces contournements

Une fois transformé, ce pétrole rebaptisé perd sa nationalité et des entreprises occidentales peuvent l’acheter sans enfreindre explicitement les sanctions. Ces flux sont d’autant plus difficiles à tracer que les mélanges peuvent représenter une infime proportion de produits non russes, suffisante pour obtenir un nouveau code douanier.

Ce phénomène de blanchiment est aussi renforcé par la multiplication des transbordements en mer. De nombreux tankers procèdent à des transferts de cargaison loin des côtes, parfois transpondeurs coupés pour ne pas être repérés. Ces opérations, déjà identifiées avant la guerre en Ukraine, se sont intensifiées et servent aujourd’hui à brouiller encore davantage les itinéraires du brut russe avec des flottes vieillissantes et peu transparentes.

Face à ces pratiques, Bruxelles tente d’améliorer ses outils de traçabilité et de pression diplomatique. Bruxelles fait tout pour rompre les contrats long terme, dont ceux qui dépassent la fin des importations russes qu’elle envisage au premier janvier 2026.

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Enedis publie deux enquêtes sur les usages de la recharge électrique des entreprises et des particuliers. Il n’y a pas de doute, elle se développe mais il reste quelques freins.

Les nouvelles études publiées par Enedis confirment la montée en puissance des véhicules électriques. Du côté des entreprises comme des particuliers, les distances parcourues augmentent et la satisfaction règne. Il y a quand même certaines différences d’adoption.

Chez les entreprises ayant entamé l’électrification de leur flotte, le mouvement s’accélère : le taux d’électrification atteint 78 % contre 55 % en 2024. Ces flottes, qui comptent en moyenne 14 véhicules, roulent davantage qu’un an plus tôt : 105 km par jour en moyenne, c’est +35km en un an. L’autonomie n’est plus un sujet, 94 % des entreprises se disent satisfaites des économies de carburant et de l’intérêt écologique.

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91 % des entreprises n’ont aucun objectif d’électrification

Les habitudes de recharge évoluent également. Près de deux tiers des installations reposent encore sur des prises simples ou renforcées. Le pilotage de la charge progresse aussi : 36 % des entreprises l’utilisent désormais, c’est +15 points en un an, principalement pour réduire la facture énergétique. Aussi, 45 % des entreprises autorisent désormais la recharge des véhicules personnels de leurs salariés sur site.

D’autres, au contraire, se sentent moins concernées par les obligations réglementaires d’électrification d’une partie de la flotte de véhicules. 91 % de ces entreprises n’ont aucun objectif d’électrification (elles sont sous le plancher des 100 véhicules en dessous desquels la loi LOM n’impose rien) alors que leurs usages sont compatibles avec l’électrique (87 km par jour en moyenne). Elles jugent l’aspect financier comme premier frein, suivi d’une offre jugée inadéquate et de la crainte d’une autonomie insuffisante.

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Partir en vacances avec son véhicule électrique ne fait plus peur

Côté particuliers, l’adhésion est certaine, relève Enedis, à hauteur de 91 % des conducteurs et même 94 % chez les utilisateurs de véhicules 100 % électriques. Le VE devient le véhicule principal du foyer dans 90 % des cas et 53 % des conducteurs se disent prêts à parcourir plus de 600 km en vacances.

Pour ces particuliers, la recharge reste majoritairement à domicile (77 %), une part qui diminue légèrement au profit des bornes publiques et du travail. Les comportements s’alignent sur les contraintes du réseau : 63 % des recharges démarrent entre 21 h et 7 h. Le pilotage progresse également même si la notion reste encore mal comprise : un utilisateur sur deux pilote en réalité sa recharge souvent via l’application constructeur.

Chez les particuliers, la borne de recharge est parfois installée de manière disparate : en immeuble, seuls 43 % des conducteurs disposent d’une solution de recharge à domicile alors que les maisons individuelles sont à 84 %.

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Avec la multiplication des épisodes de prix bas voire négatifs sur les marchés de l’électricité, le « capture-price » est désormais la référence pour évaluer la valeur générée par les actifs de production. Deux centrales identiques (type de centrale, puissance, profil de production similaire…), suivant leur capacité à capter les prix hauts, peuvent générer des revenus bien différents.

La volatilité des prix sur le marché de l’électricité est croissante et les passages à des valeurs négatives deviennent de plus en plus fréquents. Le modèle traditionnel de rémunération fondé sur le M0, soit le prix moyen mensuel, peut être dépassé. C’est le mode de rémunération – via l’agrégation ou dans le cadre du complément de rémunération – fixé sur la base d’un prix moyen mensuel. Comme le souligne la Commission de régulation de l’énergie (CRE), le M0 est surtout un « indicateur moyen de filière » qui donne une moyenne mensuelle mais efface des signaux de marché.

C’est ici qu’intervient le capture-price, un concept qui consiste à calculer le prix réellement « capturé » par une centrale, en pondérant avec les prix du marché la production horaire réelle de l’installation. KiloWattsol, par exemple, explique à PV Magazine recouper sa production réelle, avec les données météorologiques donc d’ensoleillement observées, avec les prix de marché. Les deux, à la granularité de 15 minutes.

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L’exemple des centrales photovoltaïques montées sur suiveurs

Cet indicateur, le capture price, montre que deux centrales, même si elles ont la même puissance, le même profil de production, peuvent capturer des valeurs très différentes suivant si leurs profils de production sont ou pas synchronisés avec les heures de forte demande et/ou de prix élevés.

Dans une illustration donnée par KiloWattsol, une centrale fixe (fixed-tilt) reste proche du M0 tandis qu’une centrale équipée de trackers (qui suivent la trajectoire du soleil) surperforme quasiment toute l’année, avec un écart annuel pouvant atteindre + 3,6 euros le mégawattheure (€/MWh) selon les années.

Pour un actif photovoltaïque de taille significative, une différence de quelques €/MWh peut représenter des dizaines de milliers d’euros par an, avec des impacts directs sur la rentabilité. Le capture-price permet alors de négocier la part de marché dans des mécanismes de type CfD (contract for difference) ou encore d’optimiser le design d’une centrale selon sa géographie ou sa technologie

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Une cannibalisation du capture price

En revanche, une étude d’Ecube montre une érosion des capture-prices des actifs renouvelables à moyen-long terme. D’où peut-elle venir ? Du phénomène appelé « cannibalisation » : plus la part des renouvelables augmente sur le réseau, plus elles génèrent elles-mêmes des creux de prix durant les pics de production, réduisant par la même occasion leur propre valorisation.

C’est ce qu’il se passera, par exemple, sur les revenus des batteries : elles exploitent le spread journalier (charger à prix bas et décharger à prix haut). Les prix bas remontent car elles achètent toutes en même temps et les prix sont ensuite moins hauts car elles revendent toutes à la fois et donc le spread se réduit (différence entre prix hauts et bas).

Sur le plan financier, le capture-price est regardé activement et pèse lourd dans les décisions des investisseurs, agrégateurs et prêteurs (banques, fonds…). Par exemple, un projet bien positionné (profil de production favorable) pourra sécuriser un meilleur prix lors de contrats de gré-à-gré (PPA) ou attirer des financements à des conditions plus avantageuses.

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Le défi de synchroniser production et demande

Par ailleurs, les agrégateurs utilisent le capture-price pour estimer la valeur de marché potentielle d’une production à venir. Ils s’appuient sur des courbes de prix à terme horaires (HPFC, Hourly price forward curve) et des profils de production modélisés pour proposer des contrats aux producteurs.

Face à la cannibalisation entraînant l’érosion du capture-price, les énergéticiens explorent la flexibilité : (solaire + éolien, solaire + hydrogène) ou le report de production peuvent permettre de synchroniser davantage la production avec les périodes de prix élevés. En adaptant la production, avec l’aide de stockage selon les signaux du marché, les actifs peuvent atténuer la baisse de leur capture-price et ainsi rester plus performants que les autres actifs similaires.

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Loin d’être une simple formalité, la modification des heures creuses nécessite une réorganisation importante des habitudes de production d’électricité. Si ce travail a été fait pour la France métropolitaine, les DOM ne sont pas encore prêts à sauter le pas. 

C’est une petite révolution. Depuis le 1ᵉʳ novembre, de nouvelles heures creuses sont appliquées en journée pour valoriser l’électricité produite à partir du soleil, en milieu de journée. Néanmoins, tous les Français ne peuvent pas en bénéficier. Et pour cause, le nouveau système ne s’applique qu’à la métropole et à la Corse. La Guadeloupe, la Martinique, la Guyane ou encore la Réunion n’y ont pas (encore) droit.

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Un risque de déstabilisation sur ces réseaux non interconnectés

Et pour cause, les zones non interconnectées, qui ne profitent pas de connexions au réseau européen, ont des habitudes de production et de consommation différentes de la métropole. En outre, leurs moyens de production électrique, encore principalement basés sur les énergies fossiles, sont moins stables, moins dimensionnés et moins modulables. Dans ce contexte, une modification mal anticipée des heures creuses pourrait déstabiliser tout le réseau et provoquer des coupures.

Dans ces zones souvent insulaires, les tensions sur le réseau sont récurrentes. En Guadeloupe, il y a quelques semaines, EDF Archipel Guadeloupe a dû appeler la population à la sobriété pour éviter les coupures. Si la situation n’était pas critique, elle était tout de même considérée comme tendue. En plus de conditions climatiques défavorables, la centrale thermique Albioma du Moule, en pleine conversion du charbon vers la biomasse, a subi un incident technique affectant l’ensemble du réseau.

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Une mise en place progressive

Malgré tout, des expérimentations sont menées auprès de 2 000 clients depuis peu à La Réunion, et sur 4 000 clients dès 2026 en Guadeloupe, pour tester la pertinence des heures creuses entre 10 et 15 heures. Ce test devrait donner de nombreuses données à EDF pour démocratiser les heures creuses en journée dans les DOM.

D’ailleurs, rappelons que les heures creuses méridionales avaient été testées dès le début de l’année 2025 en Corse, avant d’être généralisées à tout l’Hexagone. À l’issue de ce test, 90 % des 2500 clients concernés s’étaient dit satisfaits de la nouvelle répartition.

Dans ces régions non interconnectées, où les énergies fossiles sont encore très importantes, la modification des heures creuses pourrait être un levier non négligeable à la décarbonation de leur mix électrique.

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S’équiper de panneaux photovoltaïques n’a jamais été aussi peu coûteux qu’aujourd’hui. Et quand les promotions du Black Friday abaissent encore davantage les prix, c’est une occasion à saisir pour concrétiser un projet. Parmi les nombreuses offres dévoilées par les fabricants et revendeurs de panneaux solaires, l’on retrouve celle du kit solaire SolarFlow 800 de Zendure, vendu 269 € en exclusivité sur sa boutique Amazon.

Spécialiste des solutions d’énergie portable et de kits solaires « plug and play », Zendure s’est fait un nom avec ses batteries, stations électriques et micro-onduleurs faciles à utiliser. La marque vise le grand public souhaitant réduire sa facture d’électricité sans se lancer dans une installation photovoltaïque lourde, en misant sur des produits compacts, connectés et simples à installer.

Parmi ses offres, le kit comprenant le micro-onduleur hybride Zendure SolarFlow 800 et deux panneaux solaires bifaciaux de 500 W chacun se distingue par son positionnement prix très intéressant à l’occasion du Black Friday. Ce pack permet de viser l’autoconsommation sur une partie des usages du foyer, en particulier en journée, tout en restant accessible à ceux qui disposent d’un balcon, d’un jardin ou d’un abri bien orienté.

Le kit solaire Zendure Solarflow 800 à 269 € en détail

Affiché habituellement à 359 €, ce kit est proposé à seulement 269 € dans le cadre du Black Friday. Cette remise est réservée aux membres Amazon Prime, mais il est possible de s’inscrire gratuitement pendant un mois sans engagement, ce qui rend l’offre ouverte même à ceux qui ne sont pas abonnés permanents au service. Au regard des caractéristiques techniques du micro-onduleur et de la puissance des panneaux bifaciaux, ce tarif constitue une porte d’entrée intéressante vers l’énergie solaire domestique.

Le micro-onduleur SolarFlow 800 se charge d’optimiser la production grâce à un suivi MPPT jusqu’à 1 200 W (2 × 600 W) et peut injecter jusqu’à 800 W en courant alternatif vers l’installation électrique. Son rendement annoncé de 96 % limite les pertes de conversion, tandis que la compatibilité avec un système de stockage permet, le cas échéant, de valoriser une partie de l’énergie produite en dehors des pics d’ensoleillement. L’ensemble reste pensé pour une mise en service rapide, avec un niveau de technicité adapté au grand public, puisqu’il suffit de le brancher sur une simple prise pour injecter sa production solaire.

Voire l'offre exclusivement sur Amazon

Caractéristiques principales du kit Zendure

Caractéristique	Valeur
Type de panneau	Monocristallin bifacial
Puissance de chaque panneau solaire	500 Wc (1 000 Wc au total)
Type d’onduleur	Micro-onduleur hybride
Puissance de l’onduleur	Jusqu’à 1 200 W en entrée solaire (MPPT) et 800 W en sortie AC
Rendement du micro-onduleur	96 %
Autres fonctionnalités	Fonctionnement hybride avec possibilité de stockage sur batteries compatibles

Pour les foyers qui souhaitent tester l’autoconsommation sans multiplier les démarches administratives, cette offre Black Friday permet donc de s’équiper d’un kit complet à un coût d’entrée réduit, tout en misant sur un acteur reconnu du secteur des solutions solaires et de stockage d’énergie.

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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.

L’article Cette pompe à chaleur installée à 2115 m d’altitude affiche un COP fabuleux de 5,3 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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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