Des chercheurs trouvent une nouvelle piste pour revaloriser les déchets nucléaires : les utiliser pour produire de l’hydrogène. Selon leurs travaux, ces déchets pourraient même, dans le meilleur des cas, décupler le rendement des électrolyseurs.

L’hydrogène est souvent présenté comme la solution clé pour stocker l’énergie à grande échelle et décarboner les secteurs les plus difficiles à verdir. Mais ce vecteur n’est pas toujours propre. Sa pertinence écologique dépend étroitement de sa provenance et du procédé utilisé pour le produire. Aujourd’hui, l’électrolyse de l’eau est considérée comme la méthode la plus écologique, à condition qu’elle repose sur de l’électricité décarbonée. Elle reste toutefois coûteuse et très énergivore. Pour rappel, ce procédé consiste à utiliser de l’électricité pour séparer l’eau en deux éléments, l’hydrogène et l’oxygène.

Dans une nouvelle étude, des chercheurs de l’université de Sharjah ont ainsi exploré des solutions afin de réduire ces coûts. Pour cela, ils se sont penchés sur une idée assez surprenante : utiliser des combustibles nucléaires usés. L’idée est d’exploiter la radioactivité naturelle de ces éléments pour obtenir de l’hydrogène. « Cette approche transforme un sous-produit dangereux en une ressource précieuse », se félicitent ces chercheurs. L’enjeu est effectivement de taille : selon eux, le volume mondial de déchets nucléaires dépasse aujourd’hui les 4 millions de mètres cubes.

Décupler le rendement de l’électrolyse grâce aux déchets nucléaires

Dans cette nouvelle étude, les chercheurs ont exploré une technique appelée « électrolyse assistée par rayonnement », qui consiste à combiner la radiolyse et l’électrolyse classique. La radiolyse exploite les rayonnements naturels émis par les déchets nucléaires (alpha, bêta et gamma) pour pré-fragmenter les molécules d’eau. Cette étape ne les casse pas totalement, mais crée plutôt des composés intermédiaires plus réactifs et donc plus faciles à dissocier lors de l’électrolyse. L’ensemble du procédé est conçu sans contact direct entre l’eau et les déchets nucléaires afin d’éliminer tout risque de contamination. Selon les chercheurs, cette combinaison de la radiolyse et de l’électrolyse pourrait multiplier par dix le rendement de la production d’hydrogène.

D’autres méthodes pour revaloriser les déchets nucléaires

En plus de l’électrolyse assistée par rayonnement, les chercheurs ont aussi évalué plusieurs autres pistes pour utiliser les déchets nucléaires dans la production d’hydrogène. Ces solutions se sont toutefois révélées moins avantageuses, mais elles offrent un aperçu des nombreuses possibilités de valorisation.

• Une des approches consiste à extraire l’uranium présent dans le combustible usé pour fabriquer des catalyseurs destinés aux électrolyseurs. Ces catalyseurs, qui accélèrent les réactions chimiques sans être consommés, sont aujourd’hui souvent composés de métaux précieux comme le platine. L’uranium pourrait représenter une alternative bien moins coûteuse, tout en offrant des performances potentiellement similaires.
• Les chercheurs se sont également intéressés à un procédé de production d’hydrogène différent de l’électrolyse : le reformage du méthane à la vapeur. Cette technique utilise généralement un catalyseur à base de nickel, mais celui-ci s’encrasse rapidement à cause des dépôts de carbone, ce qui réduit son efficacité. L’étude suggère donc de remplacer ce catalyseur par un équivalent à base d’uranium, plus résistant à l’encrassement et donc capable d’améliorer la rentabilité du procédé.
• Enfin, les scientifiques ont aussi cherché à utiliser directement la chaleur dégagée par les déchets nucléaires. Cette énergie thermique pourrait servir à préchauffer l’eau ou alimenter certaines étapes des réactions, permettant de réduire la quantité d’énergie externe nécessaire.

Des applications encore largement théoriques

Pour l’heure, ces différentes pistes demeurent théoriques, faute d’expérimentations à grande échelle. Et leur mise en pratique risque de se heurter à des contraintes réglementaires. Les lois encadrant la manipulation, le transport et l’accès aux déchets radioactifs sont extrêmement strictes. Elles empêchent les chercheurs de travailler directement avec ces matériaux, pourtant indispensables pour valider leurs hypothèses.

Faute d’autorisation, les expériences ont dû être menées avec des sources de rayonnement externes, utilisées pour simuler le comportement réel des déchets nucléaires. Une solution de substitution qui, selon les chercheurs, limite la fiabilité des résultats puisqu’elle ne reproduit pas parfaitement les conditions réelles.

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Le plus grand système de stockage d’énergie thermique à base de sable au monde se trouvera de nouveau en Finlande. Polar Night Energy, spécialiste des « batteries au sable », et le fournisseur d’énergie Lahti Energia ont annoncé leur collaboration pour un projet majeur destiné au réseau de chauffage urbain de la ville de Vääksy.

Durant l’été 2025, la Finlande inaugurait déjà le plus grand système de stockage thermique au sable. Une installation de 1 MW de puissance pour 100 MWh de capacité située à Pornainen, qui sera répliquée à bien plus grande échelle. Cette fois, c’est la localité de Vääksy qui bénéficiera de ce système, conçu par la même start-up, Polar Night Energy.

Le site disposera d’une puissance de 2 MW et d’une capacité de stockage de 250 MWh, lui permettant de fonctionner en autonomie pendant 125 heures. Le principe est aussi simple qu’efficace : du sable naturel local, contenu dans un silo de 14 mètres de haut sur 15 mètres de large, sera chauffé par de l’électricité jusqu’à 500 °C. Cette chaleur sera ensuite restituée pour alimenter le réseau de chauffage urbain en fonction des besoins.

Les bénéfices environnementaux annoncés sont importants. Le projet devrait réduire de 60 % les émissions liées à l’utilisation d’énergies fossiles sur le réseau de chauffage de Vääksy, notamment grâce à une diminution de 80 % de la consommation de gaz naturel et de copeaux de bois. Le système sera également dimensionné pour participer aux marchés de réserve et d’équilibrage du réseau électrique national Fingrid. Le chantier sera lancé début 2026 pour une mise en service prévue à l’été 2027.

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La revalorisation des aides et un contexte énergétique favorable ont entraîné un doublement des ventes depuis octobre 2025, faisant de la pompe à chaleur la solution de chauffage la plus rentable et décarbonée pour les particuliers, selon Hello Watt.

Entre 2023 et 2024, les ventes de pompes à chaleur (PAC) avaient plongé. Cette chute avait inquiété certains industriels et installateurs, préférant réduire leur production face à la baisse de la demande. Selon le ministère de la Transition écologique, les ventes avaient baissé de 19 % entre 2024 et 2023. Elles avaient pourtant connu une hausse régulière : + 133 % entre 2016 et 2023. La crise du logement neuf a pesé plus lourd que la norme RE2020.

Une inversion de tendance selon Hello Watt

Mais depuis octobre 2025, la tendance s’est inversée, explique Hello Watt. Le gouvernement a réaffirmé son soutien avec le maintien du budget de MaPrimeRénov’, la mobilisation de financements complémentaires via les Certificats d’économies d’énergie (CEE) et une réflexion sur le développement de PAC fabriquées en Europe. Les ventes ont ainsi rebondi. Pour certains foyers, le montant des CEE a été multiplié par 2,8 pour atteindre jusqu’à 7 600 €.

Les prix de l’électricité renforcent aussi l’attractivité des PAC. L’électricité a vu son tarif réglementé baisser de 15 % en février 2025 avec des offres de marché jusqu’à -20 % sur le kilowattheure. Hello Watt vante les mérites de la PAC. Elle permet, en moyenne, de diviser par trois la consommation d’énergie. Le temps de retour sur investissement se situe entre sept et huit ans et la performance énergétique du logement s’améliore souvent de deux classes sur le DPE.

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Quel meilleur endroit en France que le paradis des surfeurs pour produire de l’électricité grâce aux vagues ? Au large de l’Adour, un nouveau projet houlomoteur se dessine. Si la zone affiche un potentiel intéressant, l’évolution technologique de la production houlomotrice est encore incertaine.  

Quel meilleur endroit que les Landes, pour produire de l’électricité à partir de la houle ? Inspiré par un projet en cours de développement au Pays basque, un partenariat d’innovation étudie actuellement la possibilité d’installer une ferme houlomotrice au large de l’estuaire de l’Adour, dans une zone de 5 km² située à 6 km des côtes. Une campagne de mesures devrait débuter mi-2026 et s’étendre sur 18 mois. Il faut dire que le site profite d’une houle régulière et puissante. La valorisation de l’énergie de cette houle pourrait permettre le fonctionnement d’une ferme de plusieurs dizaines de mégawatts de puissance.

Le projet WavePI, qui est développé à quelques kilomètres plus au sud, au large de Biarritz, veut être le fer de lance français de l’énergie houlomotrice. Plus d’un million d’euros ont déjà été investis dans le développement du projet, et la région a mobilisé une réserve foncière de 5 à 10 hectares sur le port industriel de Bayonne pour implanter la filière et en assurer le support logistique.

Quelle technologie utiliser pour produire de l’électricité d’origine houlomotrice ?

Malgré l’ambition des acteurs locaux d’exploiter l’énergie des vagues, il reste un défi majeur à surmonter : la conception et la fabrication d’une unité de production à la fois fiable et performante. Depuis plusieurs années, les prototypes se multiplient, mais à l’instar des hydroliennes, qui tirent leur énergie du courant marin, les convertisseurs d’énergie des vagues sont soumis à des contraintes extrêmes, ce qui rend leur conception particulièrement difficile.

Parmi les démonstrateurs en cours de développement, Seaturns fait partie des plus avancés. Après plusieurs campagnes d’essais à échelle réduite, la startup vise le déploiement d’un démonstrateur taille réelle en Nouvelle-Aquitaine. Si ces essais en mer se montrent concluants, le houlomoteur pourrait même être industrialisé et commercialisé dès la fin de l’année 2026.

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Le cours du cuivre enfle, et avec lui, les vols de câbles électriques. Si le phénomène n’a pas encore été quantifié, plusieurs opérateurs de bornes de recharge rapides pour véhicules électriques signalent la découpe de leurs câbles depuis quelques mois. En région parisienne, l’un d’eux vient de se faire dérober des câbles, dont le coût de remplacement est ahurissant. L’opérateur nous détaille les conséquences importantes de ce genre de larcin.

La SNCF n’est pas seule à souffrir des vols de câbles électriques à répétition. Depuis la hausse des cours du cuivre, le réseau de bornes de recharge rapide pour véhicules électriques est également touché. « Pour les voleurs, c’est plus simple de s’en prendre aux bornes plutôt qu’au réseau ferré », explique Marc Boitel, le directeur de projet mobilité décarbonée du syndicat des énergies de Seine-et-Marne (SDESM), récemment victime d’un vol de câble.

Les bornes sont très faciles d’accès contrairement aux emprises ferroviaires, et « quand la voiture n’est pas branchée, il n’y a pas de courant qui circule dans les câbles ». Les malfrats ne risquent donc pas de s’électrocuter en s’attaquant aux bornes pour voitures électriques. Un larcin express au moyen d’une simple meuleuse sur batteries ou d’un coupe-câble, dont les conséquences sont importantes pour l’opérateur comme l’utilisateur.

Pour une centaine d’euros de cuivre, 5000 € de réparations

Le SDESM a en effet dû débourser 5 000 euros hors taxes pour remplacer les deux câbles de 5 m chacun sur la borne rapide concernée par le vol, une DBT Milestone achetée 41 000 euros HT. « 5 000 euros pour des câbles qui en valent 100 à la revente, c’est complètement absurde », déplore Marc Boitel. Le tarif de la réparation est exorbitant, le syndicat étant contraint de faire appel à un prestataire mandaté par le fabricant de la borne, qui est toujours sous garantie. « C’est le prix que nous avons constaté sur d’autres réseaux [concernés par des vols, NDLR] », assure-t-il.

Au-delà de la somme avancée pour remettre en service la borne, l’autre conséquence est la durée d’indisponibilité. « Entre le moment où on lance la procédure et le moment où on va remplacer le câble, il faut compter entre 2 semaines et un mois », détaille le responsable, qui estime avoir eu « de la chance car le matériel était en stock ». Autant de jours où l’opérateur ne peut donc pas engranger de revenus liés aux recharges, et où l’usage des véhicules électriques perd en fiabilité, même s’il y a souvent d’autres bornes à proximité.

Le coût des assurances explose

La recrudescence de vols de câbles semble également refroidir les assureurs. Si le syndicat francilien a pu assurer son matériel jusqu’au 31 décembre 2025, il pourrait ne plus l’être par la suite. « Aujourd’hui on n’a pas d’offre à prix valable […] les franchises qui s’appliqueraient en cas de vol ou vandalisme sont égales ou supérieures au coût du remplacement », affirme Marc Boitel. Même s’ils parviennent à souscrire à une offre raisonnable, « si on a une multiplication des vols de câbles, l’assureur peut décider d’arrêter de nous assurer ».

Sur le réseau de recharge rapide du SDESM, une seule borne a été touchée à ce jour. Une recrudescence de tels actes pourrait avoir un autre impact, plus inattendu : « les élus pourraient choisir d’investir dans des bornes 22 kW [plutôt que dans des bornes rapides, NDLR] », explique le cadre. En effet, à l’inverse des bornes de recharge rapides en courant continu, les bornes en courant alternatif 22 kW, bien plus lentes, ne disposent pas de câble attaché. C’est l’utilisateur qui utilise son propre câble lors de la recharge. Elles n’attirent donc pas l’appétit des voleurs de cuivre.

Aucune solution miracle pour éviter les vols à ce jour

Pour s’en prémunir, les opérateurs sont à ce jour très démunis. Il y avait bien une caméra de vidéosurveillance à proximité de la borne du SDESM, mais elle n’a visiblement pas dissuadé les brigands. Utiliser des câbles en aluminium plutôt qu’en cuivre ? « Le cuivre est privilégié car il est plus léger, plus souple à l’usage. Un câble en alu sera plus large, plus lourd et rigide ». Des systèmes antivols ? « Les techniques de protection de câbles sont encore à l’état de prototype aujourd’hui. Quand bien même, il n’y a pas grand-chose qui résiste à une disqueuse », se résigne le directeur.

Le syndicat a signalé le vol à la préfecture de Seine-et-Marne, dans l’espoir de prévenir les récidives. Mais à ce jour, aucun recensement exhaustif des vols de câbles sur les bornes de recharge pour véhicules électriques ne semble exister. Difficile, donc, de mesurer son ampleur réelle. « On fait face à un phénomène dont on n’a pas de réponse », conclut, dépité, Marc Boitel.

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Tokamak Energy, que nous avons récemment évoqué dans nos colonnes pour ses belles images de plasma, enchaîne par ailleurs des records technologiques. Cette fois-ci, c’est un record de champ magnétique au sein d’une configuration très proche de celle d’un réacteur opérationnel.

C’est en 2020 que Tokamak Energy annonce avoir battu un record. La société est en effet parvenue à générer un champ magnétique de 24 Tesla (soit près d’un demi-million de fois l’intensité du champ magnétique terrestre). Mais ce qui fait la spécificité de ce record, c’est qu’il a été obtenu à la température de 20 kelvins (K), c’est-à-dire -253 °C. Et c’est une température considérée comme « élevée » dans ce domaine. Ce champ a en effet été obtenu grâce à un électroaimant constitué d’un oxyde de terres rares, de baryum et de cuivre (abrégé en REBCO, pour rare earth-barium-copper oxide), un matériau dit supraconducteur à haute température (HTS, pour high-temperature superconductor).

Très récemment, le 19 novembre, la société annonce un nouveau record. Le champ magnétique atteint est moindre, à hauteur de 11,8 T, mais ce n’est pas l’intensité du champ magnétique qui est le fait le plus notable de cet essai. Il s’agit en effet de la température, plus élevée : 30 K, soit -243 °C. De plus, l’essai a été réalisé dans le Demo4, un dispositif expérimental très ressemblant, en termes géométriques, d’un réacteur opérationnel. Les caractéristiques exceptionnelles du matériau ont permis d’y faire circuler un courant énorme, de l’ordre de 7 millions d’ampères-tours (l’unité de mesure de la force magnétomotrice) ; c’est deux cents fois ce que pourrait supporter le cuivre.

Viser moins froid pour construire moins cher

Pourquoi ces résultats sont importants pour le développement de la fusion nucléaire ? À deux titres. En premier lieu, l’obtention de champs magnétiques très puissants est nécessaire au fonctionnement d’un tokamak. En effet, de façon à maintenir les réactions de fusion nucléaire, le plasma doit être porté à des températures pouvant dépasser cent millions de degrés. Confiner le plasma au centre de l’enceinte est nécessaire pour ne pas endommager les parois du réacteur, mais aussi pour éviter que le plasma ne se refroidisse à son contact. Ainsi, pour ITER, le champ magnétique atteint lui aussi des valeurs très élevées, à savoir la même valeur de 11,8 T.

Toutefois, le matériau utilisé par Tokamak Energy est supraconducteur à des températures de l’ordre de 20-30 K, plutôt que 4 K (soit -269 °C) pour ITER. Et cela présente un avantage de taille : lorsque la température est plus élevée, les besoins de refroidissement sont moindres. Et cela permet de concevoir des systèmes cryogéniques moins extrêmes, complexes, et énergivores. D’où un réacteur plus compact et moins coûteux – c’est en tout cas le pari de Tokamak Energy.

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Du 1ᵉʳ au 7 décembre 2025, le spécialiste français de la climatisation réversible à poser soi-même Airton lance un Cyber Pack sur son modèle de 2500 W avec une réduction immédiate de 25 %, soit 190 euros. Cette promotion de fin d’année peut être l’occasion de s’équiper à moindre frais.

Établi entre Nice et Monaco depuis une vingtaine d’années, Airton est à ce jour la seule marque de climatiseurs réversibles (pompes à chaleur air/air) proposant des liaisons frigorifiques préchargées installables par des particuliers. Réputée pour ses prix déjà bas, la marque lance de temps à autre des opérations promotionnelles. C’est le cas actuellement, avec l’offre Cyber Monday, valable jusqu’au 7 décembre.

Se chauffer en hiver et climatiser l’été

L’offre Cyber Monday d’Airton se décline autour d’un pack complet comprenant plusieurs éléments nécessaires à l’installation d’un climatiseur réversible et quelques accessoires utiles mais pas indispensables. Le cœur du système repose sur un climatiseur réversible monosplit d’une puissance de 2500 W (seule cette puissance est en promo), adapté aux pièces allant jusqu’à quarante mètres carrés environ. Ce type d’appareil combine les fonctions de rafraîchissement en période estivale et de chauffage durant l’hiver, fonctionnant selon le principe de la pompe à chaleur air-air.

Le pack intègre également la liaison frigorifique ReadyClim de six mètres, qui constitue l’élément de raccordement entre l’unité intérieure murale et le groupe extérieur. Cette liaison préchargée évite toute manipulation de fluide frigorigène lors de l’installation.

Découvrir l'offre sur le site Airton ↗️

Des accessoires inclus dans le pack

Plusieurs accessoires complémentaires sont inclus dans l’offre promotionnelle. Un support de fixation murale très basique permet la pose de l’unité extérieure, tandis que des filtres microbiologiques à placer dans l’unité intérieure améliorent la filtration de l’air. Le pack comporte aussi un produit d’entretien antibactérien destiné à préserver la propreté de l’appareil et de l’air brassé dans votre logement. Il s’agit d’une mousse à pulvériser une fois par an sur l’échangeur de chaleur de l’unité intérieure.

La réduction promotionnelle s’élève à 25 % sur l’ensemble de la configuration, soit une économie de 190 euros par rapport au tarif habituel. Les acquéreurs peuvent également échelonner leur paiement grâce au service Alma, qui propose des règlements fractionnés en deux, trois, quatre ou dix mensualités sans frais.

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Il y a des moments où l’on prend un pas de recul. Où, entre deux articles sur la mobilité de demain, un reportage sur le vélo électrique ou une analyse sur les enjeux énergétiques, les équipes d’Automobile Propre, Cleanrider et Révolution Énergétique se retrouvent autour d’une même question : et si, pour une fois, on réunissait nos trois communautés autour d’un seul et même événement ?

C’est de cette idée simple, presque évidente, qu’est né notre jeu concours de fin d’année. Un projet imaginé ensemble, comme un pont entre trois univers différents, mais profondément complémentaires. Car, derrière ces trois médias, il y a surtout une seule ambition : vous accompagner, vous informer, et vous donner envie d’avancer vers une mobilité et une énergie plus responsables.

Trois médias, trois identités… et trois cadeaux !

Pour célébrer cette synergie, nous avons imaginé trois lots reflétant la singularité de chacun de nos mondes :

☀️ Un bon cadeau d’un montant de 359€ offert par Beem, leader de la maîtrise de l’énergie à la maison, que vous pourrez utiliser librement pour choisir la solution solaire qui vous ressemble : installation au sol ou au mur à vous de décider.

🧱 Un set Lego voiture hybride, un clin d’œil aux passionnés d’innovation, d’automobile et de technologie.

🚲 Une carte cadeau Alltricks de 200 €, pensée pour celles et ceux qui vivent la mobilité douce au quotidien.

Trois lots, trois façons de regarder l’avenir… mais une seule envie : vous remercier.
Vous, lectrices et lecteurs qui faites vivre nos plateformes, partagez nos contenus, posez vos questions, et contribuez à créer ces communautés toujours plus engagées.

Comment participer ?

1 – Créez (ou connectez-vous à) votre compte sur l’un de nos sites.
2 – Répondez à ce questionnaire via Typeform.
3 – Choisissez le cadeau que vous souhaitez tenter de gagner (au sein du questionnaire Typeform)

Et c’est tout !

Les dates à retenir

🗓️ Du 3 au 15 décembre : participation au concours.
🗓️ Le 16 décembre : annonce des gagnants.
Le règlement du jeu-concours est disponible ici.

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Si elle ne possède pas de centrale nucléaire active, la Norvège considère l’atome comme indispensable pour un avenir décarboné. Le pays compte notamment sur le nucléaire pour décarboner le transport maritime. Voici comment. 

Dans une dynamique de décarbonation des usages à l’échelle mondiale, le secteur maritime reste un défi colossal. Il représente à lui seul 2 à 3 % des émissions de CO₂ dans le monde. De nombreuses pistes sont étudiées pour permettre cette décarbonation : certains misent sur l’ammoniac tandis que d’autres comptent sur la force du vent. Mais comme pour la production d’électricité décarbonée, le nucléaire suscite de plus en plus d’espoir pour atteindre le zéro carbone.

La Norvège fait partie des pays les plus intéressés en la matière. Le pays scandinave a, en effet, lancé le programme NuProShip, qui vise à concevoir un navire civil à propulsion nucléaire dès 2031. Pour cela, le consortium composé d’industriels et de chercheurs a d’abord étudié quelque 99 projets de réacteurs SMR pour envisager leur compatibilité avec la propulsion de navires.

Désormais, la deuxième phase de ce programme, en partie subventionnée par le gouvernement norvégien, devrait permettre le développement de prototypes issus de deux technologies différentes : les réacteurs à sels fondus (MSR) et les réacteurs de type gaz-hélium.

Un combustible nucléaire spécifique

Pour le développement d’un navire nucléaire civil, dont les applications pourraient aller du porte-conteneur de grande taille au brise-glace, en passant par le navire de croisière ou le méthanier, la sécurité est mise au centre des discussions. Ainsi, le programme s’appuie exclusivement sur des technologies fonctionnant avec une faible pression dans le réacteur, et bénéficiant d’une sécurité passive.

Surtout, les deux réacteurs envisagés devraient utiliser le combustible TRISO. Mis au point dans les années 1960, ce dernier est considéré comme l’un des combustibles les plus sûrs au monde. Il se compose de minuscules particules d’uranium enfermées dans des couches protectrices qui servent de première barrière de confinement. Celles-ci permettent ainsi de retenir les produits de fission. Chaque particule mesure environ 1 millimètre d’épaisseur.

Compacité et sécurité

Grâce à cette composition spécifique, le combustible TRISO affiche une très grande tolérance à la chaleur et peut résister à des températures extrêmes, pouvant atteindre les 1600 degrés Celsius. De plus, il améliore la sûreté en confinant les produits de fission et les gaz, ce qui réduit les risques de prolifération en cas d’accident. Il pourrait résister près de 10 000 ans sous l’eau sans fuite.

Outre l’adaptation des technologies de réacteur à une utilisation maritime, le programme va devoir également dessiner les contours de l’arrivée future de navires nucléaires dans les zones portuaires.

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Nouveau coup dur pour Alstom. Le géant ferroviaire entend suspendre ses activités liées à l’hydrogène, faute de subventions.

En 2022, l’Europe avait accordé 5 milliards d’euros d’aides publiques pour soutenir la recherche sur l’hydrogène, dans le cadre d’un projet important d’intérêt européen commun (PIIEC). Ces financements étaient répartis entre 41 projets issus de 35 entreprises de 15 pays, dont Alstom faisait partie. Désormais, la multinationale française a décidé de mettre fin aux activités de sa filiale Alstom Hydrogène, une décision actée lors d’un CSE extraordinaire en novembre. En cause selon le groupe ferroviaire : l’interruption du financement des projets par l’État français.

Pour autant, Alstom ne semble pas tourner totalement la page du train à hydrogène. Selon BFM, des discussions seraient en cours avec l’État afin de trouver des solutions et de préserver une filière hydrogène « made in France ». L’entreprise assure également qu’elle respectera ses engagements auprès de ses clients en France, en Allemagne et en Italie. Elle continuera de maintenir les trains déjà livrés et honorera les commandes en cours, dont notamment 12 rames destinées à plusieurs régions françaises.

Quel avenir pour le train à hydrogène ?

C’est donc une nouvelle épreuve pour le géant ferroviaire français qui, dès ses débuts dans l’hydrogène, a rencontré des difficultés. Rappelons qu’après avoir livré une flotte de 14 trains Coradia iLint en Basse-Saxe en Allemagne, l’entreprise a dû rappeler l’ensemble de la flotte en 2024 en raison de problèmes de fiabilité et de difficultés d’approvisionnement. Les rames, pourtant exploitées durant plusieurs mois, ont dû être temporairement remplacées par des unités diesel.

Difficile, dans ces conditions, pour une technologie pourtant censée décarboner le transport ferroviaire, d’envisager un avenir radieux. Le directeur d’Alstom, Henri Poupart-Lafarge, avait d’ailleurs reconnu que les trains à hydrogène n’étaient « pas encore mûrs » et nécessitaient encore des progrès. Les piles à combustible souffrent en effet de plusieurs limites : durée de vie encore insuffisante, rendement faible et coûts très élevés. À cela s’ajoutent les défis d’infrastructure, notamment le prix élevé de l’hydrogène vert et le manque de stations de ravitaillement adaptées.

Alstom n’est d’ailleurs pas un cas isolé. Dans l’automobile et l’aérien, la pertinence de l’hydrogène semble sérieusement remise en question. Pour sa part, le constructeur Stellantis a mis fin cette année à son programme de développement de piles à combustible, tandis que d’autres acteurs ont vu ralentir leur cadence.

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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.

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.

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.

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).

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. 

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.

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.

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.

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.

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

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.

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.

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.

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.

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Caractéristiques principales du kit Zendure

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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