Pour répondre au défi de la décarbonation des transports collectifs, la région Centre-Val de Loire mise sur le retrofit de ses cars scolaires. Cette solution, encore peu déployée, pourrait rendre l’électrification des usages plus abordable d’un point de vue financier.
La décarbonation du secteur du transport routier est une équation difficile à résoudre, en particulier au sujet des poids lourds. Les collectivités territoriales sont confrontées à cette problématique à travers le ramassage scolaire et le transport interurbain, aujourd’hui assurés presque exclusivement par des autocars à propulsion diesel.
En Centre-Val de Loire, une expérimentation a été lancée en 2022 autour du rétrofit de ces autocars diesel en partenariat avec l’entreprise de transport Transdev. L’objectif est de réduire drastiquement les émissions de CO2 de ces missions, sans pour autant devoir investir dans des véhicules électriques neufs, au tarif souvent prohibitif. Après de premières conversions réussies, la région passe à la vitesse supérieure en inaugurant un atelier de conversion.
Pour en arriver là, de nombreuses étapes ont dû être franchies, comme l’homologation du premier autocar rétrofité d’Europe. L’opération a été réalisée en 2023 par l’entreprise française Retrofleet, qui a remplacé le groupe motopropulseur diesel d’un Iveco Crossway pour le remplacer par un moteur électrique Dana TM4 et un ensemble de 192 kWh de batterie LFP. Avec ce nouveau matériel, l’autocar est bridé à 90 km/h et affiche une autonomie de 150 km.
C’est peu, mais c’est aujourd’hui l’une des rares solutions pour éviter les émissions de CO2 pour ce type de véhicule. D’ailleurs, Retrofleet annonce une réduction des émissions de l’ordre de 87 %, pour une durée de vie surprenante de 40 ans en usage scolaire. Fort de cette première réussite, la région et Transdev visent désormais la conversion de 20 autocars supplémentaires grâce au nouvel atelier installé à Château-Renault, entre Tours et Blois.
Le déploiement des pompes à chaleur comme principal moyen de chauffage des logements fait partie intégrante du plan d’électrification français. Néanmoins, le remplacement d’une chaudière à énergie fossile par une pompe à chaleur nécessite souvent un budget important, et n’est pas à la portée de tous. Pour aider les foyers les plus modestes, le gouvernement vient de lancer une nouvelle subvention, sous une forme qui se rapproche du « leasing social » mis en place pour les voitures électriques.
Annoncé en juillet par la ministre de l’Énergie Maud Bregeon, ce dispositif à destination des ménages modestes n’a de leasing que le nom. Contrairement à ce qui se pratique dans l’automobile, la location longue durée (ou leasing) d’une pompe à chaleur est un mode de financement qui permet de remplacer une chaudière au gaz, au fioul ou au charbon par une pompe à chaleur. Le foyer devient propriétaire de l’appareil dès son installation.
Avec ce mode de financement, chaque ménage bénéficiant du leasing doit verser un paiement mensuel comprenant le reste à charge de l’appareil, son entretien et, en option, un abonnement d’électricité. Pour éviter un coût trop élevé, la règle imposée par le gouvernement est simple : ce paiement ne doit pas dépasser la dépense d’énergie mensuelle d’avant travaux. L’offre est réservée aux revenus modestes ou très modestes.
Notons que chaque offre proposée par ces groupements doit comprendre une pompe à chaleur air/eau après étude du logement, un contrat de maintenance d’au moins trois ans qui couvre l’entretien courant et les pannes, et la prise en charge des demandes d’aides et le financement du reste à payer. Une offre d’électricité à prix fixe pendant trois ans est également comprise, mais peut être refusée par le propriétaire.
La fourchette d’installation attendue par le gouvernement d’ici fin 2028 ne cesse d’évoluer. Si on parlait de 20 000 à 35 000 PAC mises en service en deux ans, l’objectif aurait finalement été relevé à 55 000.
Marché SPOT, day-ahead, long terme, infrajournalier. Voilà autant de notions qui sont évidentes pour les habitués du marché de gros de l’électricité, mais qui ressemblent à du chinois pour le commun des mortels. Dans cet article, nous revenons sur le fonctionnement du marché de l’électricité à l’échelle européenne, et sur les méthodes qui permettent d’en calculer le prix.
Le prix de l’électricité fait souvent la une de l’actualité. Il illustre parfaitement les conséquences financières des tensions géopolitiques, des enjeux de la décarbonation et même du changement climatique. Pourtant, tout le monde ignore comment il est établi, et surtout à quoi il fait référence. C’est donc l’heure de faire un point sur le marché de gros de l’électricité, et sur les raisons pour lesquelles chaque Français risque d’y prêter de plus en plus attention.
En simplifiant la situation française, on distingue deux types de marchés : le marché à long terme et le marché SPOT, qui permet des ajustements plus fins au jour le jour. Cette combinaison des deux permet d’atteindre un équilibre constant entre l’offre et la demande. Ce dernier est ensuite affiné en temps réel par RTE, le gestionnaire français du réseau d’électricité.
Avant de rentrer dans le vif du sujet, il faut d’abord revenir sur les différents acteurs qui animent ce marché. On retrouve :
Les producteurs d’électricité, qui négocient et vendent la production de leurs centrales électriques. Par exemple : EDF, TotalEnergies ou encore Engie.
Les fournisseurs d’électricité, qui négocient et s’approvisionnent en électricité pour ensuite la vendre à des clients finals pour leur consommation.
Les négociants, qui achètent spécifiquement de l’électricité pour la revendre ensuite, permettant ainsi de favoriser la liquidité du marché.
Les opérateurs d’effacement, qui valorisent la consommation évitée de ses clients en cas de manque de production.
Ces quatre acteurs effectuent des échanges et des transactions sur des bourses, ou de gré à gré.
Le marché à long terme, socle financier du marché de l’électricité
Pour ces échanges et ces transactions, on retrouve d’abord les produits à terme. Les différents acteurs du marché de l’électricité peuvent conclure des contrats sur les semaines, mois et même années à venir. Ces contrats permettent de sécuriser un approvisionnement sur le long terme, d’éviter les mauvaises surprises à cause d’un prix au jour le jour trop élevé. Enfin, ce type de contrat permet de s’assurer un approvisionnement en électricité bas carbone.
Parmi les exemples récents de contrats sur le long terme, il y a les récents accords passés entre EDF et de grands consommateurs comme ArcelorMittal, Lafarge ou TotalEnergies, grâce au contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN). Notons que les volumes enregistrés sur les marchés à terme ont atteint 1897 TWh en 2025 pour une consommation d’électricité de seulement 451 TWh. Cela s’explique par le fait que chaque MWh peut faire l’objet de plusieurs transactions entre le producteur, le fournisseur et un potentiel négociant. De plus, ces contrats servent souvent de couverture, mais ne correspondent pas forcément à des MWh physiques.
De ce fait, les ajustements sont nombreux. À cela s’ajoutent des acteurs purement financiers qui prennent temporairement des positions pour les échanger plus tard.
Le marché SPOT au cœur de l’équilibre offre/demande
Au-delà des marchés à long terme, le SPOT est un marché de l’électricité à très court terme. Il permet d’acheter et de vendre de l’électricité pour le lendemain ou le jour même. Il se compose de deux segments, le day-ahead et le intraday.
Day-ahead, ou marché journalier
C’est ce marché qui fixe le prix de référence de l’électricité. Chaque jour, les acteurs (producteurs et consommateurs) du marché fixent des ordres pour toute la journée du lendemain, ce qui aboutit à une enchère journalière unique, de dimension européenne, qui confronte offre et demande. Les capacités de production sont classées selon la règle du merit order (les MWh les moins chers sont choisis en premier) jusqu’à atteindre le niveau de consommation estimé. Pour illustrer, quand les besoins s’élèvent à 60 GW d’électricité, la production peut se présenter de cette manière :
45 GW de volume cumulé de nucléaire, dont le coût est de 50 €/MWh.
13 GW d’hydroélectricité, dont le coût est de 70 €/MWh.
2 GW de centrales à gaz, dont le coût est de 160 €/MWh.
Le dernier producteur nécessaire pour équilibrer le système, souvent appelé centrale marginale, fixe le prix pour l’ensemble des MWh retenus sur cette période. Dans notre exemple, cela signifie que les 60 GW de production seront rémunérés à 160 €/MWh. Conséquence de ce mode de fonctionnement, lors des épisodes de forte consommation, même les moyens de production au coût très élevé sont mobilisés, ce qui engendre une forte hausse des prix.
Notons que les MWh échangés sur le marché spot day-ahead ne sont qu’une fraction de la consommation d’électricité totale française. En 2025, 139 TWh d’électricité ont été achetés via le marché day-ahead, sur une consommation totale de 451 TWh.
Surveiller le prix de référence du MWh en temps réel
La plateforme éCO2mix de RTE permet de consulter le prix de l’électricité sur le day-ahead sur 9 pays européens, au pas de 15 minutes. On peut y voir les fortes fluctuations du prix de l’électricité au fil de la journée.
Intraday, ou marché infrajournalier
Pour finir, afin d’affiner avec précision l’équilibre entre offre et demande, il existe un autre marché SPOT, l’intraday, qui prend la forme d’un marché continu et permet d’ajuster presque en temps réel les capacités de production aux besoins de consommation, jusqu’à une heure avant la livraison effective du MWh d’électricité. Il existe également trois enchères par jour dédiées à la maille de 15 minutes.
Abonnement à tarification dynamique, l’avenir de la fourniture d’électricité pour les particuliers ?
Jusqu’à récemment, pour les Français, ce marché de gros de l’électricité n’avait que peu d’incidence sur la facture d’électricité à la fin du mois, mais cela pourrait changer dans les années à venir. Le déploiement massif de capacités de production d’électricité renouvelable a eu pour effet d’augmenter fortement la volatilité du prix de l’électricité. Du printemps à l’automne, il n’est pas rare de voir le prix de l’électricité passer de 0 €/MWh à plus de 200 €/MWh sur la journée.
Cette grande volatilité est un inconvénient pour certaines situations, mais peut également être un avantage pour tous les acteurs de flexibilité qui ont des capacités de stockage. Or, le marché des batteries domestiques progresse, tandis que certains fournisseurs d’électricité commencent à proposer des abonnements à tarification dynamique. Comprenez que le prix proposé est indexé au prix SPOT day-ahead.
La combinaison des deux permet, en théorie, à chacun d’acheter de l’électricité quand elle est la moins chère pour la réutiliser pendant les périodes de tensions énergétiques. Cette solution pourrait permettre une baisse de la facture d’électricité, tout en participant de manière concrète à l’équilibre du réseau.
Saturation des réseaux, règles d’urbanisme : l’installation d’une centrale photovoltaïque ne s’improvise pas et relève de plus en plus du casse-tête que de la simple prospection. Pour aider les développeurs de projets à trouver de nouveaux emplacements, une société a mis au point une plateforme interactive qui fait ces recherches automatiquement grâce à l’IA.
À mesure que les énergies renouvelables se développent en France, trouver des emplacements pour installer de nouveaux projets devient de plus en plus difficile. Pour faciliter le travail des développeurs de projets, la société norvégienne Glint Solar vient de lancer Land Screening, une plateforme en ligne qui permet de déterminer des sites potentiels pour installer des centrales photovoltaïques et/ou des batteries de stockage.
Fonctionnant notamment grâce à l’IA, cette plateforme en ligne considère de nombreuses données comme les infrastructures réseaux et leur capacité d’accueil, les zonages d’urbanisme, la topographie et d’autres contraintes de développement. Selon l’entreprise, ce nouvel outil permet de scanner l’ensemble du territoire français pour éviter de perdre du temps lors d’interminables phases de prospection.
Les résultats obtenus, à l’échelle de la parcelle, permettent ensuite de faire une analyse de terrain plus précise pour limiter les risques de refus de permis. Déjà utilisée par des acteurs majeurs du photovoltaïque comme TotalEnergies ou Photoshop, la plateforme aurait fait augmenter le taux d’obtention de permis de 30%.
Ce type d’outil est d’autant plus important que les capacités de raccordement sont toujours plus limitées, la faute à un réseau qui commence à saturer. Contrairement aux grandes centrales thermiques ou nucléaires, les énergies renouvelables sont généralement installées sur des sites où les besoins en électricité sont modestes. De ce fait, les infrastructures locales de transport d’électricité sont souvent rapidement saturées.
De cette situation résultent des délais de raccordement qui s’allongent. Heureusement, des investissements massifs en la matière sont prévus pour les 15 prochaines années. Mais la situation ne devrait pas se débloquer du jour au lendemain.
À défaut de pouvoir stopper net les émissions de CO2, le projet Greensand propose une alternative : renvoyer le CO2 d’où il vient, c’est-à-dire dans des réservoirs géologiques souterrains. C’est d’ailleurs via les infrastructures d’une ancienne plateforme pétrolière que le projet Greensand vient de commencer à injecter du CO2 dans le sol, au cœur de la mer du Nord.
Le projet Greensand vient officiellement de commencer à enterrer du dioxyde de carbone par 1800 mètres de fond, au beau milieu de la mer du Nord. Porté par Ineos, Harbour Energy, le gouvernement danois et l’Union européenne, ce site constitue le premier projet de captage et de stockage de CO2 (CCS) de l’Union européenne.
Le réservoir de Greensand est situé à 250 km des côtes danoises. Situé au niveau de l’ancienne plateforme pétrolière Nini Ouest, il doit d’abord accueillir 400 000 tonnes de CO₂ liquéfié par an avant d’atteindre le rythme de 4 à 8 millions de tonnes de CO₂ par an d’ici 2030.
Premier site de l’Union européenne, mais pas de l’Europe
Bien qu’imparfaites, les solutions de stockage du CO2 constituent le seul espoir de neutralité carbone pour de nombreuses industries émettrices de CO2. Ce n’est d’ailleurs pas un hasard si un pipeline destiné au transport du CO2 est en construction dans l’ouest de la France, jusqu’à Montoir-de-Bretagne. Celui-ci devrait permettre d’acheminer le CO₂ émis par des cimentiers comme Lafarge ou Lhoist jusqu’au terminal de Montoir, pour être transporté par voie maritime jusqu’en Norvège. Le pays scandinave accueille le premier site de stockage de CO₂ européen : Northern Lights. Inauguré il y a deux ans, presque jour pour jour, celui-ci utilise cette fois un ancien réservoir aquifère marin qui séquestrait de l’eau salée.
À terme, d’autres sites devraient proposer les mêmes services. Il n’est pas impossible que la France en accueille quelques-uns, si l’appel à manifestation de 2024 sur le sujet porte ses fruits.
Une récente enquête rapporte qu’au moins 11 auteurs du GIEC seraient liés de près ou de loin à l’industrie pétrolière d’Arabie saoudite, certains étant directement salariés de l’immense Saudi Aramco. Cette découverte pose question sur la neutralité de l’organisation internationale en charge de caractériser le changement climatique.
Une récente enquête journalistique menée par 4 médias, dont L’Humanité et The Guardian, risque d’altérer la réputation du GIEC, dont le prochain rapport est attendu avec impatience pour 2028. Cette enquête révèle les liens directs ou indirects de 11 auteurs avec la filière du gaz et du pétrole en Arabie saoudite. Ces liens posent des questions sur l’indépendance du GIEC, et sur de potentiels conflits d’intérêts qui viendraient entacher la solidité des rapports publiés.
Créé en 1988, le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat, mieux connu sous le nom de GIEC, a une importance capitale sur la caractérisation du changement climatique, de ses causes et de ses conséquences. Son dernier rapport, publié sous la forme de plusieurs documents entre 2021 et 2023, est très souvent utilisé comme référence commune pour juger de la cohérence des politiques de décarbonation et de protection face aux risques climatiques.
Les 11 auteurs visés par l’enquête en question appartiennent au groupe de travail nᵒ 3 du GIEC, qui traite de l’atténuation du changement climatique, et qui est donc directement lié aux choix politiques et économiques à l’échelle mondiale, ce qui suscite de nombreuses inquiétudes quant à l’objectivité des prochaines conclusions retenues.
Le GIEC n’a pas manqué de répondre que « les affiliations professionnelles ne constituent pas, à elles seules, un conflit d’intérêts et que les situations signalées ont pu être résolues ». En d’autres termes, avec ces 11 auteurs, le GIEC aurait appliqué sa politique interne sur les conflits d’intérêts, et donc il n’y en aurait pas. Le GIEC a également rappelé que chaque rapport était rédigé conjointement par plusieurs centaines d’auteurs, rendant presque impossible la transcription finale de volontés individuelles.
Pourtant, la question se pose, car plusieurs de ces auteurs appartiennent à Saudi Aramco, qui est tout simplement la plus grande entreprise pétrolière au monde, produisant près de 3,8 milliards de barils bruts de pétrole par an. L’entreprise posséderait des réserves suffisantes pour maintenir cette cadence de production pendant encore 70 ans.
L’une des personnes ciblées par l’enquête concerne Mustafa Babiker, salarié de Saudi Aramco depuis 2006, et coordinateur du chapitre sur l’analyse des politiques publiques du prochain rapport. On retrouve aussi Diego Armando Moya-Pinta, chercheur en système énergétique et principal auteur du chapitre 9 du 7ᵉ rapport du GIEC, intitulé « Energy Systems ». Il avait déjà été relecteur du 6ᵉ rapport. Plusieurs de ces auteurs sont également impliqués, chez Saudi Aramco, dans des projets de captage et stockage de CO2 (CCS), ce qui peut laisser envisager une surreprésentation de cette solution par rapport à son intérêt réel.
C’est une belle opération de communication mais aussi un révélateur du potentiel des batteries à fournir de l’électricité dans les situations d’urgence. Aux États-Unis, le fabricant chinois de batteries portatives Jackery dévoile une gamme conçue en partenariat avec la Croix-Rouge locale. Trois stations d’énergie dotées d’une fonction de recharge automatique déclenchée par alerte météo, mais réservées pour l’instant au marché nord-américain.
Outre-Atlantique, Jackery vient de dévoiler une gamme inédite cosignée avec l’American Red Cross. Baptisée « HomePower Emergency Pro Series », il s’agit de trois batteries déjà existantes au catalogue : les HomePower 1000 Plus v2, 2000 Plus v2 et 3600 Plus. Certains de ces modèles sont d’ailleurs commercialisés en France en version classique sous l’appellation « Explorer ». Ces batteries sont destinées aussi bien aux secouristes professionnels qu’aux particuliers et visent exclusivement le marché nord-américain pour le moment. Aucune commercialisation n’est à ce jour annoncée en Europe.
La nouvelle gamme cosignée avec la Croix-Rouge américaine / Image : Jackery.
Deux fonctions inédites pour anticiper les catastrophes
La vraie nouveauté de cette édition Croix-Rouge ne se trouve pas dans la fiche technique, mais dans le logiciel. Selon Jackery, une fonction « Storm Alert » (alerte de tempête) a été ajoutée. Elle surveille les prévisions météo via l’API OpenWeather et, dès qu’un épisode météo violent est détecté, recharge automatiquement la batterie à 100 % en prévision d’une coupure de courant. Elle passe outre les limites de charge définies par l’utilisateur et les plannings programmés, en envoyant une notification pour signaler son déclenchement.
Cette fonction est toutefois déjà présente sur les batteries Jackery vendues en France que nous avons pu tester. Autre option, explique Jackery : l’ « Emergency Reserve Mode », qui verrouille une part de la capacité réglable entre 20 et 100 % depuis l’application. Cette réserve d’énergie reste inaccessible au quotidien et ne se libère que par un déverrouillage dédié, avant de se re-verrouiller automatiquement. L’idée est de pouvoir faire face aux coupures de courant inattendues malgré une batterie en apparence déchargée.
Des capacités de stockage de 1 à 3,6 kWh
La gamme de batteries peut être rechargée en continu par des panneaux solaires, ce qui permet à l’utilisateur de disposer d’une alimentation sans interruption si l’ensoleillement est correct. Côté performances, la plus petite batterie, la « HomePower 1000 Plus v2 » offre 1 024 Wh de stockage pour 1 800 W de puissance AC et un poids de 10,8 kg. Le modèle intermédiaire, la « 2000 Plus V2 » monte à 2 048 Wh pour 2 400 W de puissance en sortie et 18,8 kg sur la balance. La plus grosse batterie est la « HomePower 3600 Plus » avec 3 584 Wh de capacité et 3 600 W de puissance délivrée aux appareils et 35 kg. Elle est d’ailleurs montée sur roulettes avec un manche comme une valise trolley pour pouvoir être déplacée plus facilement.
Si l’opération sert bien évidemment la communication de Jackery, elle permet également de reverser 10 % des bénéfices effectués sur les ventes de la gamme Red Cross au profit des services de secours, sous forme de batteries offertes. La marque chinoise promet ainsi d’équiper gratuitement les pompiers, secouristes, techniciens des réseaux et autres intervenants de première ligne lors de situations d’urgence.
Installée à 27 km au large de l’embouchure du Rhône, une plateforme flottante autonome va mesurer pendant trois ans l’activité de la faune volante et les conditions météo sur la zone du futur parc éolien flottant Méditerranée Grand Large.
Avant de lancer le chantier du parc éolien flottant Méditerranée Grand Large, son promoteur (un consortium notamment formé par EDF Power Solutions, Maple Power et BW Ideol) a choisi d’aller mesurer sur place les éléments et la circulation des oiseaux. Le projet, inédit selon les industriels, est baptisé MARE, pour « Mesures et analyses radar pour l’environnement ». Il consiste en une plateforme flottante autonome bardée d’instruments scientifiques, mise à l’eau le 23 septembre 2026 depuis les quais de Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône).
Des panneaux solaires, éoliennes et batteries pour l’autonomie
Développée par Ocergy, la plateforme OCG-Data est une sorte de tripode métallique de 28 mètres de diamètre, 16 mètres de haut et 42 tonnes. Elle est ancrée par 100 mètres de fond, à environ 27 kilomètres du littoral, au sud de la zone « Golfe de Fos 1 » délimitée par l’État dans le cadre de l’appel d’offres AO6, qui encadre la création de nouveaux parcs éoliens flottants.
Aucun câble ne la relie à la terre : elle produit sa propre électricité avec 18 panneaux solaires, trois petites éoliennes et un parc de batteries. Cette autonomie énergétique lui permet de fonctionner en continu au milieu de la Méditerranée, sans navire de ravitaillement permanent, assure le consortium.
Au cœur du dispositif, on retrouve un radar dédié au suivi des oiseaux et des chiroptères (dont font partie les chauves-souris), dont certaines espèces fréquentent la haute mer. Ce suivi durera trois ans, soit de quoi couvrir plusieurs cycles migratoires et repérer les couloirs de passage au-dessus de la future zone d’implantation.
La mission principale de la plateforme reste la mesure des éléments : elle enregistrera pendant un an la houle, le vent, les courants marins et les « turbulences météorologiques », des paramètres déterminants pour dimensionner les flotteurs et les ancrages. La maintenance sera assurée par Ocergy, tandis que l’analyse des données radar est confiée à Biotope, bureau d’études indépendant spécialisé dans l’écologie.
Un préambule à l’installation du futur parc éolien Méditerranée Grand Large
L’installation de la plateforme intervient à deux ans du lancement des travaux du futur parc éolien flottant Méditerranée Grand Large. Le parc comptera au maximum 19 éoliennes flottantes, à plus de 25 kilomètres de la côte, pour une puissance cumulée située entre 230 et 280 MW. La mise en service est estimée pour 2032, avec une exploitation prévue sur une trentaine d’années.
Il s’agit d’un des trois grands parcs éoliens flottants commerciaux prévus le long des côtes méditerranéennes françaises.
Les salariés d’une entreprise du sud-ouest de la France sont jugés pour avoir escroqué 60 personnes, auxquelles ils auraient prétexté vendre et installer des éoliennes et centrales solaires pour particuliers. Une situation plus courante qu’on ne le pense.
Six anciens commerciaux d’une entreprise spécialisée dans la transition énergétique viennent d’être convoqués devant le tribunal correctionnel de Carcassonne. Ils sont soupçonnés d’avoir escroqué pas moins de 60 personnes entre 2012 et 2014, lorsqu’ils travaillent pour le compte de la société Home Concept, aujourd’hui disparue. Montant total du préjudice : environ 1,8 million d’euros.
De nombreux faits sont reprochés à ces commerciaux. Si certaines victimes dénoncent des installations incomplètes, ou ne fonctionnant pas correctement, d’autres expliquent n’avoir jamais réussi à recontacter la société une fois le devis validé. Un des responsables de l’entreprise aurait reconnu que des faux documents étaient créés comme des certificats de travaux, des fausses déclarations préalables ou de faux cachets de mairie. On parle même de démarches de demandes de crédits réalisées à la place des clients pour accélérer le versement des fonds.
À l’époque, des clients mécontents de l’entreprise étaient même allés jusqu’à se rassembler sur le forum du média Que Choisir afin d’entamer des poursuites judiciaires. On y retrouve de nombreux témoignages, comme celui d’une personne ayant signé un devis de 40 000 € pour une installation solaire, avec une demande d’apport de 40 %, mais dont les travaux n’ont pas été réalisés.
La vente en « one shot » privilégiée par les arnaqueurs
Au cœur de la stratégie de ces commerciaux, on retrouvait la technique du One Shot. En résumé, après un démarchage téléphonique, un rendez-vous était fixé avec un commercial de la société. Lors de ce rendez-vous, le commercial demandait la facture d’électricité et présentait automatiquement panneaux solaires ou éolienne comme une solution adaptée pour faire des économies.
L’objectif était de faire signer dès cette rencontre, sans laisser le temps au client de réfléchir ou de comparer avec d’autres projets. Souvent, plusieurs documents étaient signés comme des bons de commande. Et ça ne s’arrête pas là : certains documents étaient même falsifiés : dossiers de demande de crédits, certificats de fin de travaux, etc. Le verdict devrait être rendu le 2 décembre prochain.
Face à ce type de démarches commerciales, il faut toujours rester prudent. D’ailleurs, certains éléments doivent servir de signal d’alerte, comme par exemple :
Des promesses d’économies importantes sans réelle étude technique, prise en compte de l’existant, etc.
Tout contrat présenté comme urgent ou à signer immédiatement,
Absence de déclaration préalable de travaux signée par le client,
Un crédit bancaire présenté comme une simple formalité.
S’il faut toujours vérifier les informations légales des entreprises, il est également possible d’en savoir plus sur l’opinion des clients grâce aux forums et aux sites comme TrustPilot ou encore les avis Google.
Depuis la disparition des tarifs réglementés du gaz, les particuliers doivent arbitrer entre des offres dont les mécanismes tarifaires peuvent sensiblement différer. Prix fixe ou variable, part de biométhane, évolution des coûts d’acheminement : en 2026, comparer uniquement le prix du kilowattheure ne suffit plus.
Comment identifier le fournisseur de gaz naturel le plus adapté en 2026 ?
Le marché du gaz résidentiel est désormais entièrement constitué d’offres de marché. Pour disposer d’un point de comparaison, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) publie chaque mois un Prix Repère de Vente de Gaz naturel (PRVG). Celui-ci n’est pas un tarif imposé aux fournisseurs, mais une référence permettant aux consommateurs d’évaluer les contrats proposés.
Les écarts entre offres ne concernent d’ailleurs pas seulement leur niveau de prix. En mai 2026, le Médiateur national de l’énergie recensait notamment six offres à prix fixe « tout compris » et seize dont seule la part énergie était fixe. Cette nuance peut avoir un effet direct sur la facture lorsque les coûts de réseau ou certaines composantes réglementaires augmentent.
Le choix d’un fournisseur de gaz naturel doit donc combiner plusieurs critères : niveau du prix à la souscription, formule d’évolution, durée de fixation, origine du gaz renouvelable éventuellement inclus et qualité des outils de suivi. ENGIE commercialise par exemple Gaz Référence 3 ans, dont la partie fourniture est fixée pour trois ans et qui comprend l’équivalent de 5 % de la consommation sous forme de biométhane.
Évaluer la part de biométhane et l’ancrage local des offres
Le gaz distribué dans une habitation provient d’un réseau commun : il n’est donc pas possible de faire arriver physiquement chez un client les seules molécules de biométhane correspondant à son contrat.
Le principe repose sur une équivalence comptable. Pour Gaz Référence, ENGIE achète une quantité de biométhane correspondant à 5 % de la consommation du client et cette quantité est injectée dans le réseau. Des Garanties d’Origine permettent de tracer la production renouvelable correspondante.
Le biométhane est obtenu après épuration d’un biogaz issu notamment de la méthanisation d’effluents agricoles, de résidus agroalimentaires, de déchets organiques ou de boues de stations d’épuration. Une fois épuré, il peut être injecté dans les mêmes réseaux que le gaz fossile. Le développement de cette filière fait partie des objectifs de la politique énergétique française, avec une cible de 44 TWh de biométhane injecté en 2030 inscrite dans la programmation énergétique.
Il faut cependant conserver les ordres de grandeur en tête : une offre comprenant 5 % de biométhane reste constituée très majoritairement de gaz naturel fossile. Le biométhane représente donc un levier de réduction de l’empreinte du combustible, et non une décarbonation complète du chauffage.
Anticiper les variations tarifaires avec les mécanismes de prix bloqués
Les appellations « prix fixe » recouvrent plusieurs réalités. Certains contrats immobilisent presque l’ensemble du tarif commercial pendant une période donnée, tandis que d’autres ne fixent que la fourniture.
Dans l’offre Gaz Référence 3 ans, ENGIE fixe pendant trois ans l’abonnement et le prix du kWh correspondant à la fourniture. Les composantes liées à l’acheminement et aux obligations réglementaires peuvent, elles, évoluer.
Cette formule protège le consommateur d’une remontée du coût de la fourniture pendant la période garantie. Elle présente toutefois la contrepartie classique d’un prix fixe : si les conditions de marché deviennent durablement plus favorables, le tarif souscrit ne baisse pas automatiquement. Un prix bloqué constitue donc avant tout un outil de prévisibilité, et non la garantie d’être systématiquement moins cher qu’une offre indexée.
Pourquoi opter pour une visibilité budgétaire sur 3 ans sans engagement de durée ?
Les marchés gaziers restent sensibles à de nombreux facteurs : niveau des stocks européens, températures hivernales, disponibilité du gaz naturel liquéfié, demande asiatique ou encore situation géopolitique. Cette volatilité finit par se transmettre, avec plus ou moins de délai, aux offres proposées aux particuliers.
Pour un ménage chauffé au gaz, dont la consommation annuelle peut atteindre plusieurs milliers de kilowattheures, quelques centimes d’écart sur le kWh peuvent représenter une différence sensible à l’échelle d’une année. La stabilité tarifaire peut alors avoir autant d’importance que le prix de départ.
Maîtriser sa facture grâce au blocage du prix de la fourniture HTT
Une facture de gaz rassemble trois grandes composantes : la fourniture elle-même, les coûts d’utilisation des réseaux et les taxes ou contributions.
Bloquer le prix de la fourniture hors toutes taxes pendant 36 mois ne signifie donc pas bloquer la totalité de la facture. Les tarifs d’acheminement peuvent évoluer, tout comme la fiscalité. L’accise sur le gaz naturel a par exemple été modifiée au 1er août 2026, illustration du fait qu’un contrat dit « fixe » reste exposé aux décisions réglementaires sur certaines de ses composantes.
La consommation constitue évidemment l’autre variable majeure. Un prix du kWh identique pendant trois ans ne protège pas contre une hausse de facture liée à un hiver plus froid ou à une augmentation des besoins de chauffage.
Pour comparer deux contrats, mieux vaut donc examiner le coût annuel estimé à consommation identique, puis identifier précisément quelles composantes peuvent évoluer.
Conserver sa liberté d’action avec les contrats d’énergie modernes
Autre confusion fréquente : une offre dont le prix est garanti pendant trois ans n’oblige pas le particulier à rester trois ans chez le fournisseur.
En France, un consommateur résidentiel peut changer de fournisseur de gaz à tout moment. La démarche est gratuite et le nouveau fournisseur prend en charge le changement de contrat. Aucun remplacement de compteur ni aucune interruption de l’alimentation ne sont nécessaires.
Gaz Référence 3 ans suit ce principe : le prix est garanti selon les conditions du contrat pendant trois ans, mais le client peut résilier sans attendre l’échéance et sans frais de résiliation.
Cette distinction entre durée de garantie tarifaire et durée d’engagement est essentielle pour comparer correctement les offres.
Quels services digitaux et humains facilitent la gestion de sa consommation ?
À caractéristiques tarifaires proches, les services associés peuvent également entrer en ligne de compte. Ils ne réduisent pas directement le prix du gaz, mais peuvent aider à identifier une dérive de consommation ou à modifier plus rapidement certains usages.
Pour un logement chauffé au gaz, cette observation est particulièrement utile : la température de consigne, les plages de chauffage, la production d’eau chaude ou l’isolation ont généralement davantage d’effet sur la facture annuelle qu’une petite différence de tarif entre deux fournisseurs.
Suivre et analyser ses dépenses énergétiques au quotidien
Les espaces clients des fournisseurs permettent désormais de rapprocher consommation et dépenses. Chez ENGIE, l’espace client est accessible en continu et permet notamment de suivre sa consommation, consulter ses factures et gérer différents paramètres du contrat.
Le suivi dans le temps peut notamment mettre en évidence une augmentation inhabituelle après un changement de programmation du chauffage ou permettre de comparer deux périodes aux températures proches.
Ces outils ne doivent cependant pas être confondus avec une action d’efficacité énergétique. Ils servent avant tout à rendre la consommation visible. Les économies dépendent ensuite des mesures prises : réglage du chauffage, entretien de la chaudière, rénovation de l’enveloppe ou, à plus long terme, changement de système énergétique.
Accéder à un service client disponible sept jours sur sept
La qualité de l’assistance reste un critère plus classique, mais loin d’être secondaire lors d’un déménagement, d’une régularisation ou d’une modification du contrat.
ENGIE indique que son service client particuliers est joignable par téléphone du lundi au samedi de 8 h à 20 h et le dimanche de 10 h à 17 h. D’autres canaux, notamment la messagerie depuis l’espace client, sont également proposés.
Pour autant, le choix d’un fournisseur de gaz ne doit pas masquer l’enjeu énergétique principal. Un contrat comprenant du biométhane et un tarif stable peut améliorer respectivement l’empreinte du combustible et la prévisibilité des dépenses, mais le premier levier reste la diminution du besoin de gaz. Isolation, pilotage du chauffage et remplacement progressif des équipements fossiles lorsque le logement s’y prête ont un effet structurel que le choix du contrat, à lui seul, ne peut pas reproduire.
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Le parc éolien d’Aumelas est au cœur d’une longue bataille juridique, portant sur la mort de plus d’une centaine d’oiseaux protégés. Après avoir été condamné à payer près de 500 000 €, EDF Power Solution, exploitant du parc, a finalement obtenu la relaxe, mais France Nature Environnement a déjà annoncé un pourvoi en cassation.
EDF Power Solution (ex-EDF Renouvelables) n’aura peut-être pas à payer 500 000 €, dont 250 000 € avec sursis, pour la mort de 160 faucons crécerellettes à cause du parc éolien d’Aumelas. Ce dernier, composé de 31 éoliennes, est situé sur le causse d’Aumelas, où viennent nicher les faucons crécerellettes après avoir passé l’hiver en Afrique.
Il y a quatre ans, France Nature Environnement Occitanie Méditerranée avait porté plainte en dénonçant la mort de plusieurs centaines d’individus suite à des collisions avec les pales des éoliennes. Le jugement, qui a eu lieu l’année dernière, avait abouti à la condamnation d’EDF Renouvelables France et de ses neuf filiales à verser 500 000 € chacune, dont 250 000 € avec sursis. L’ex-PDG d’EDF Renouvelables, Bruno Bensasson, avait lui aussi été condamné à six mois de prison avec sursis et 100 000 € d’amende, dont 30 000 € avec sursis. Suite à cette décision de justice, EDF Renouvelables a décidé de faire appel, et a finalement été relaxé.
Le faucon crécerellette, au coeur du procès
Ne dépassant pas les 30 centimètres, le faucon crécerellette est l’un des plus petits rapaces au monde. Migrateur, il niche dans de toutes petites zones du sud de la France où il est protégé depuis 1981. Chaque année, il descend vers l’Afrique centrale et le sud de l’Afrique pour passer l’hiver. Selon un reportage de la Ligue de protection des oiseaux (LPO), 90 % des individus ont disparu des espaces européens.
Une évolution législative qui sauve un deuxième exploitant de parc éolien
Cette relaxe s’expliquerait par une modification du code de l’environnement, qui impose désormais « de rapporter la preuve d’un acte intentionnel de l’auteur ou d’une négligence grave de sa part » pour caractériser les atteintes à des espèces protégées. Auparavant, une simple faute d’imprudence pouvait suffire à constituer un délit. D’ailleurs, un autre exploitant qui avait été mis en cause pour la mort d’un aigle royal a également été relaxé grâce à la même évolution juridique.
Pour autant, FNE ne compte pas s’arrêter là et a déjà annoncé un pourvoi en cassation. De son côté, EDF Power Solutions n’a pas commenté cette décision, mais avait rappelé lors du procès avoir mis en place des mesures pour limiter les impacts des éoliennes sur la biodiversité et donc sur les faucons crécerellettes. Des caméras ont notamment été installées sur les mâts des éoliennes, et 78 faucons ont reçu des balises GPS permettant de mieux comprendre leurs agissements.
En parallèle de cette décision de justice, la cour administrative d’appel de Toulouse a relevé, il y a quelques mois, que les éoliennes sont situées sur des zones Natura 2000. En conséquence, une dérogation administrative destinée à protéger le faucon crécerellette ordonne l’arrêt des éoliennes entre le 10 avril et le 20 aout de chaque année, de 30 minutes avant le lever du soleil à 30 minutes après son coucher.
Sur le papier, la nouvelle proposition d’Octopus Energy fait envie. Le fournisseur d’électricité participe à un programme portant sur la construction de 100 maisons, dont les habitants n’auront aucune facture d’électricité à payer pendant 10 ans. Après ce premier projet en Ille-et-Vilaine, l’initiative pourrait être reconduite un peu partout en France.
Alors que le prix de l’électricité est plus incertain que jamais, l’ambition d’Octopus Energy sonne comme un doux rêve : mettre en vente des maisons neuves, pour lesquelles les habitants n’auront aucune facture d’électricité à régler pendant 10 ans.
Pourtant, le fournisseur d’électricité croit dur comme fer en son idée. Après plusieurs projets menés au Royaume-Uni et en Allemagne, ainsi que quelques maisons tests en France, il se lance désormais dans un programme de 100 Zero Bills Homes (maisons sans facture) à Guichen-Pont-Réan, au sud de Rennes.
Ce programme de construction doit prendre place sur le domaine de la Massaye, un nom qui doit parler aux amateurs d’urbex. Le château, construit en 1630, avait été laissé à l’abandon pendant près de 20 ans. Il doit maintenant devenir un modèle de modernité en intégrant des activités professionnelles et des services de proximité en plus de ces 100 maisons à ossature bois.
On s’en doute, la recette d’Octopus Energy repose sur un mélange d’isolation thermique, de pompes à chaleur, de panneaux solaires et de batteries domestiques. L’ensemble est piloté à distance par les équipes d’Octopus Energy pour maximiser l’autoconsommation et la recharge en fonction des prix de l’électricité sur le marché. Attention toutefois, la consommation des voitures électriques n’est pas incluse et Octopus indique mettre en place « un seuil de consommation au-delà duquel le surplus d’électricité [est] facturé », sans préciser combien exactement.
Côté tarifs immobiliers, selon le programme de commercialisation, les logements s’échelonnent de 75 000 à 311 000 €. Les travaux devraient débuter au premier trimestre 2027 pour une livraison début 2028. Octopus devrait continuer sur sa lancée, et ambitionne de multiplier les partenariats avec les promoteurs immobiliers et les collectivités locales pour atteindre les 15 000 Zero Bills Homes d’ici à 2030.
L’univers de la transition énergétique est impitoyable, et pas toujours très juste. On y constate une domination presque sans partage de certaines technologies comme l’éolien ou le photovoltaïque au détriment d’autres technologies moins visibles, mais au potentiel pourtant intéressant. Parmi elles, difficile de ne pas citer le solaire thermique, qui peine à s’imposer, peu importe l’échelle.
Sur le papier, le solaire thermique a tout pour plaire. Grâce à un rendement nettement supérieur au photovoltaïque, il permet d’obtenir de l’eau chaude à moindre coût, à partir de moins d’énergie. À partir de 2020, on a cru à un décollage de la filière avec une croissance spectaculaire du marché des applications solaires thermiques individuelles, passant de moins de 25 000 m² installés par an à plus de 50 000 m² installés en 2023.
Mais l’espoir aura été de courte durée, puisque depuis c’est la dégringolade et le marché est en chute libre. Selon le dernier rapport de l’observatoire des énergies renouvelables Observ’ER, on n’a recensé que 28 656 m² de solaire thermique installé en 2025. Cela représente une chute de 22,3 % pour les applications de chauffe-eaux solaires individuels et de systèmes solaires combinés entre 2024 et 2025.
Des avantages, mais un manque important de visibilité
Ces chiffres s’expliquent par plusieurs raisons. Pour le moment, le marché est porté par des entreprises généralistes qui proposent souvent plusieurs types de solutions. De ce fait, il existe une concurrence technologique au sein même des gammes de ces entreprises.
Or, à l’échelle nationale, l’accent est mis sur le déploiement des pompes à chaleur et des panneaux photovoltaïques, ce qui a pour effet d’invisibiliser toute solution reposant sur le solaire thermique. En parallèle, la réglementation environnementale RE2020, qui régit les règles de construction des bâtiments neufs, est peu favorable au solaire thermique.
Dans ce contexte particulièrement difficile, le solaire thermique peine à trouver sa place. Les acteurs de la filière espèrent désormais un plan de relance national, et une communication plus importante, ce qui remettrait cette technologie sur le devant de la scène, tant dans le secteur du neuf que de la rénovation.
Silencieuses, moins polluantes, et toutes aussi puissantes. Sur le papier, les batteries ont tout pour pousser les groupes électrogènes vers la sortie. Pourtant, le moteur à combustion interne de ces derniers a encore des arguments à faire valoir pour la production d’électricité, en particulier sur les chantiers.
Elles ne sont plus réservées qu’aux vans aménagés et aux balcons solarisés. Les batteries portables s’invitent désormais sur les chantiers pour remplacer les traditionnels groupes électrogènes. Après le secteur des loisirs, puis celui du logement, les plus grands fabricants de batteries s’attaquent au secteur professionnel en misant sur la puissance et la robustesse.
Chez Ecoflow, la batterie destinée aux professionnels s’appelle Powerrock, et affiche une puissance de 4 kW avec une puissance de pointe de 7,2 kW. Bluetti va encore plus loin avec son Pioneer 5000 et ses 5 kW de puissance. D’ailleurs, sa puissance de pointe est affichée à un impressionnant 18 kW ! Les deux modèles sont IP65, comme beaucoup de batteries domestiques, pour résister aux intempéries, à la pluie ou à la grêle.
D’ailleurs, les deux fabricants ne sont pas seuls sur le marché puisque certains acteurs français sont bien décidés à se faire une place au soleil. Par exemple, l’entreprise marseillaise PESS Energy propose désormais le Rock-E, un générateur tout-terrain capable de fournir 10 kWh d’électricité avec une puissance maximale de 10 kWh.
Le marché des batteries d’une puissance contenue, inférieure à 10 kW, se densifie rapidement. Ces produits deviennent peu à peu de sérieuses alternatives aux groupes électrogènes pour des travaux qui nécessitent une alimentation électrique malgré l’absence de connexion au réseau.
Le véhicule électrique comme groupe électrogène grâce au V2L
À l’avenir, les véhicules électriques pourraient devenir une véritable source d’alimentation, en particulier pour les professionnels du bâtiment ou des travaux publics. Aux États-Unis, c’est de plus en plus fréquent, notamment grâce à des véhicules comme le Ford F-150 Lightning, qui est équipé de nombreux ports de sortie et affiche une puissance utilisable pouvant atteindre 9,6 kW.
Mais le marché ne s’arrête pas là. Pour les générateurs de plus grande puissance, l’hydrogène est souvent choisi. En France, plusieurs startups proposent leur solution. C’est le cas d’EODev, qui fabrique le groupe électro-hydrogène GEH2 dans les ateliers Eneria, à Montlhéry. Ce dernier peut atteindre jusqu’à 88 kW de puissance. Toujours en France, H2SYS propose une gamme de groupes électrogènes à hydrogène, dont les puissances s’échelonnent de 1 kVA à 130 kVA pour répondre à une large variété d’applications.
Il existe aussi des « groupes électrogènes zéro émission », fonctionnant sur batterie. Enedis possède plusieurs modèles sur batterie, d’une puissance de 160 kW. La startup marseillaise PESS Energy propose également une grosse batterie composée de packs usagés de voitures électriques, la « Bulk », qui développe elle aussi 160 kW.Ces équipements ont déjà été mobilisés pour des événements d’envergure comme la cérémonie du D-Day de 2024, ou encore les Jeux olympiques de Paris.
En matière de puissance, il existe désormais de réelles alternatives décarbonées pour se passer d’énergies fossiles. Mais ces dernières restent encore difficiles à remplacer dès lors que les besoins s’étalent sur la durée. C’est vrai pour les grosses unités mobiles d’Enedis comme les nouvelles batteries destinées aux professionnels que s’apprêtent à commercialiser EcoFlow ou Bluetti. Par exemple, le Powerrock d’EcoFlow a beau offrir une puissance maximale de 4kW, sa capacité est limitée à 3 kWh. De ce fait, il n’est pas possible de l’utiliser continuellement à pleine puissance pendant plus de 45 minutes.
Une telle limite technique peut directement affecter le rendement des équipes, ce qui constitue un frein au déploiement de la technologie. Heureusement, le développement d’une logistique adaptée parallèlement à l’amélioration constante des performances des batteries devrait permettre de résoudre ce problème dans les années à venir. D’ailleurs, on retrouve exactement les mêmes problématiques sur les engins de chantier : l’électrification n’est plus un problème en termes de puissance, mais l’autonomie peut encore être un frein, en particulier à cause des longues journées de travail en continu, et des difficultés de recharge.
Dans une période de tensions mondiales très importantes au sujet des hydrocarbures, la France doit-elle reprendre les explorations pétrolières sur son territoire pour augmenter son indépendance ? Outre l’Aquitaine, la France dispose d’un potentiel qui mériterait d’être exploré, en particulier au large de Saint-Pierre-et-Miquelon, de l’autre côté de l’Atlantique.
Le blocage du détroit d’Ormuz a redistribué les cartes de l’exploitation et la distribution des hydrocarbures dans le monde. Si de nombreux pays ont profité de cette situation pour accélérer l’électrification de leur mix énergétique, le pétrole et le gaz restent indispensables au fonctionnement de (presque) toutes les sociétés du monde. Chacun essaie donc de trouver des alternatives pour limiter les dépendances au Moyen-Orient en ce qui concerne les hydrocarbures. Pour cela, la France et l’Union européenne se tournent de plus en plus vers le Canada, qui pourrait devenir membre associé de l’UE.
Le Canada dispose de la troisième plus grande réserve d’hydrocarbures derrière le Venezuela et l’Arabie saoudite, et est considéré comme le quatrième producteur mondial de pétrole et le cinquième de gaz. Il produit du pétrole en Alberta, en Saskatchewan et au large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador.
Mais pourquoi acheter des hydrocarbures, quand on peut les produire soi-même ? L’un des systèmes pétroliers canadiens se situe dans le prolongement de l’île de Sable, à quelques encablures de la zone économique exclusive (ZEE) de Saint-Pierre-et-Miquelon.
Il y a de bonnes raisons de penser que les 12 400 km² de la ZEE française renferment des hydrocarbures. Un forage, du nom de Bandol-1, réalisé en 2001, a mis en évidence la présence de réservoirs. En parallèle, une estimation a indiqué une potentielle réserve de 1 à 1,5 Tcf, soit plus de 30 milliards de mètres cubes de gaz.
Si cette réserve pourrait potentiellement aider la France à garder une certaine forme d’indépendance énergétique, la loi Hulot, appliquée depuis 2017, interdit toute exploration pétrolière sur le territoire français, y compris pour les territoires ultramarins. Si l’idée est louable, elle condamne la France à devoir importer des hydrocarbures depuis l’étranger, même si elle en possède elle-même. Cette situation est assez similaire à ce qui se passe dans le sud-ouest de la France, même si ici les quantités de gaz en jeu sont nettement supérieures.
Depuis le début de l’année, l’économie mondiale est chahutée par les annonces concernant de près ou de loin le détroit d’Ormuz, en particulier dans le secteur de l’énergie. Conséquence directe de cette situation, de nombreux pays tentent d’améliorer leur indépendance énergétique en se tournant un peu plus vers l’électrification et les énergies non fossiles.
Cela fait déjà plus de six mois que la guerre fait rage sur le territoire iranien. Conséquence directe de cette situation, le prix du pétrole varie très fortement en fonction des exactions militaires et des annonces officielles, en particulier quand il est question du détroit d’Ormuz. Du fait de l’importance stratégique de ce détroit pour le transport du pétrole à travers le monde, l’indépendance énergétique de nombreux pays est directement menacée par les variations de prix et de livraison des combustibles fossiles.
Dans ce contexte, l’Agence internationale de l’énergie (IEA) a déjà recensé plus de 30 pays ayant pris des mesures pour s’éloigner des énergies fossiles. On peut citer l’Australie qui veut intensifier l’expansion des véhicules électriques, la Chine qui veut généraliser l’adoption des poids lourds électriques, ou encore la France qui vient d’introduire un plan national d’électrification.
Une question de souveraineté qui sert la cause environnementale
Avec ce type de mesure, chaque pays espère se protéger des aléas associés aux énergies fossiles, et ainsi gagner en indépendance énergétique. Or, quelle meilleure solution que les énergies renouvelables pour freiner ses besoins en pétrole et en gaz ?
Indirectement, la guerre en Iran favorise donc la transition vers des moyens de production d’énergie plus locaux, et plus vertueux. Ce nouveau contexte permet même de rallier des personnes peu attachées à la cause environnementale par l’angle de la souveraineté énergétique.
Pour autant, rien n’est encore gagné et les effets concrets de ces nouvelles mesures ne devraient être perçus que dans plusieurs années. Pour le moment, il existe une contradiction importante à l’échelle même des pays avec une hausse prévue des émissions, malgré un développement important du renouvelable. D’ailleurs, sur l’année 2026, les investissements ENR sont en baisse par rapport à l’année précédente. Enfin, autre conséquence directe de la guerre en Iran, les centrales thermiques fonctionnant avec du gaz ou du pétrole sont moins utilisées voire remplacées par du photovoltaïque comme en Indonésie. Cependant, des centrales au charbon reprennent du service, en Indonésie également.
La CRE a-t-elle revu sa copie concernant le coût des énergies renouvelables (ENR) pour le réseau électrique, sur demande du gouvernement ? C’est une question qui revient de plus en plus, alors que son dernier rapport ne cesse d’alimenter les débats sur le nucléaire et les renouvelables.
Il y a quelques jours, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) publiait un rapport portant sur « l’économie du système électrique français hexagonal ». Lors de la présentation de ce long rapport, Emmanuelle Wargon, présidente de la CRE, avait annoncé la couleur : « Il y aura des interprétations très politiques de ce document ». Cela n’a pas manqué. Depuis, les invectives se multiplient par réseaux sociaux interposés entre défenseurs du nucléaire et des renouvelables.
Au-delà de ce désormais traditionnel débat, un autre élément suscite l’inquiétude. Selon le journal Les Échos, les conclusions du rapport auraient été « édulcorées » après des échanges avec le gouvernement pendant l’été. La CRE a très vite réagi en niant de potentielles modifications du rapport suite à des échanges avec le ministère de l’Énergie. En revanche, ce dernier confirme bien avoir échangé avec la CRE sur les conclusions de ce rapport, sans pour autant affirmer avoir été demandeur de relecture ou de modification.
Du carburant pour l’éternel débat entre pro-nucléaires et pro-renouvelables
Qu’il ait été ajusté pendant l’été ou non, le rapport n’a pas fini d’alimenter les querelles entre pro-nucléaires et pro-renouvelables, notamment sur le fait que les parcs solaires et éoliens pourraient augmenter de 50 % sans devenir un poids pour l’économie totale du réseau électrique.
Pourtant, à long terme, les deux moyens de production restent indispensables au développement et à l’équilibre du mix électrique français. Le parc nucléaire, modernisé progressivement grâce aux 6 ou 14 EPR2, permet d’obtenir une électricité stable et pilotable. En parallèle, les énergies renouvelables permettent d’envisager une électrification des usages grâce à un déploiement bien plus rapide. Leur caractère non pilotable, causant aujourd’hui une forte variabilité de prix, pourra être compensé grâce au déploiement de solutions de stockage et de flexibilité.
Le gestionnaire du réseau électrique français RTE a dressé un premier bilan de l’été 2026. Une saison marquée par des vagues de chaleur intenses, une sécheresse persistante et une flambée des prix du gaz, qui a provoqué l’arrêt de plusieurs réacteurs nucléaires et une utilisation accrue de la climatisation, sans toutefois affecter significativement le réseau.
Le bilan électrique de l'été 2026 en bref
Indicateur
Été 2026
Été 2025
Consommation brute d’électricité 📈
99,1 TWh
95,2 TWh
Production nucléaire 📉
83,7 TWh
84,4 TWh
Production hydroélectrique 📉
10,8 TWh
12,3 TWh
Production éolienne 📈
8,9 TWh
8,0 TWh
Production solaire 📈
15,1 TWh
12,5 TWh
Production thermique fossile 📈
4,1 TWh
2,6 TWh
Facteur de charge éolien terrestre 📈
14,4 %
13,6 %
Facteur de charge éolien en mer 📈
27,4 %
26,1 %
Solde exportateur 📉
23,7
24,7
Prix spot moyen 📈
(moyenne juillet et août)
109 €/MWh
~ 57 €/MWh
Avec l’hydraulique, la filière nucléaire a été parmi les plus affectées par les canicules de l’été 2026. Si la disponibilité globale du parc nucléaire est restée supérieure à certaines années précédentes, les contraintes climatiques ont tout de même bridé sa production. Jusqu’à 13,4 gigawatts (GW) cumulés d’indisponibilités ont été relevés au pic de l’été, pour plus de 10 térawattheures (TWh) de production perdue. C’est un record, devant 2003 (environ 6 TWh) et 2020 (3 TWh).
En cause : les seuils réglementaires sur le débit et la température des cours d’eau, qui ont concerné notamment les centrales de Chooz, Saint-Alban, Golfech, Bugey et Cattenom, ainsi qu’un épisode de prolifération de méduses à Gravelines. Au total, 15 réacteurs ont été touchés, soit 21 % du parc nucléaire français. Malgré ces aléas, la production nucléaire est restée quasiment identique aux années précédentes, avec 83,7 TWh entre juin et août, contre 83,5 TWh en 2024 et 84,4 TWh en 2025.
L’hydroélectricité, seule énergie renouvelable touchée par la sécheresse
La production hydraulique s’inscrit comme la deuxième plus faible depuis 50 ans, avec 10,8 TWh entre juin et aout contre 12,8 TWh l’année dernière à la même période. Le stock d’eau est au plus bas depuis une dizaine d’années, indique RTE, qui précise toutefois qu’aucun lien direct n’existe entre le niveau de stock et la capacité de mobilisation en pointe hivernale.
À l’inverse, l’éolien (8,9 TWh) et surtout le solaire (15,1 TWh, contre 12,5 en 2025) progressent, portés par la croissance du parc et un facteur de charge légèrement supérieur. Aucun effet systématique des canicules n’est observé sur ces filières, d’après le gestionnaire du réseau électrique français. Le facteur de charge éolien est statistiquement un peu plus faible en période de chaleur, sans régularité d’une vague à l’autre, tandis que l’ensoleillement compense largement la perte de rendement des panneaux photovoltaïques causée par la chaleur.
Cet été, le recours aux centrales à gaz a augmenté, avec 4,1 TWh produits contre 2,6 TWh en 2025. Un niveau qui reste cependant inférieur à ceux observés en moyenne sur la période 2014-2019. Le fonctionnement de ces centrales suit un profil désormais très spécifique, concentré en soirée, lorsque la production solaire décroît alors que les besoins de climatisation restent très élevés en raison de la chaleur accumulée.
Côté échanges d’électricité avec nos voisins européens, la France est restée exportatrice 99,9 % du temps (elle a été importatrice nette seulement un peu plus de deux heures sur tout l’été), avec 23,7 TWh exportés, un niveau comparable aux deux étés précédents.
Des prix de l’électricité qui s’envolent, tirés par le gaz
Portés par l’envolée des prix du gaz liée au conflit en Iran et au blocage du détroit d’Ormuz, les prix spot ont atteint 95,2 €/MWh en juillet et 122,8 €/MWh en août, parmi les plus hauts jamais observés depuis 2022 (où l’électricité avait atteint jusqu’à 600 €/MWh certaines semaines). Si l’envolée des prix spot semble inquiétante, RTE assure qu’ils fluctuent énormément selon la météo et qu’il a peu d’impact sur la facture des consommateurs, contrairement aux marchés à terme.
Sur ces derniers, l’analyse du gestionnaire est plus rassurante : l’écart avec l’Allemagne (environ 40 €/MWh) reste stable, davantage encore avec le Royaume-Uni ou l’Italie (plus de 50 €/MWh), seule l’Espagne affichant des niveaux comparables.
Voitures électriques et climatiseurs n’ont pas (encore) saturé le réseau
L’essor des ventes de voitures électriques et l’utilisation prononcée de la climatisation n’ont pas eu d’effet sensible sur le réseau cet été, d’après RTE. Le gestionnaire explique que les ventes de voitures électriques n’ont, à ce stade, qu’un effet marginal sur la consommation d’électricité. Leur impact se fera d’abord sentir sur la baisse de la consommation de carburants, avant un effet significatif sur l’électricité, attendu vers 2030, assure le gestionnaire. Par ailleurs, aucun pic de consommation notable n’a été observé lors des chassés-croisés estivaux, où les puissantes stations de recharge rapide ont été très sollicitées.
Du côté de la climatisation, RTE reconnaît un « phénomène structurel » amené à augmenter la consommation estivale, sans toutefois inverser à moyen terme la pointe hivernale française (90 GW l’hiver contre 60 GW cet été).
Et si l’avenir du nucléaire se jouait sur l’eau ? Les projets de centrales nucléaires flottantes se multiplient, et la France est bel et bien dans la course grâce à un projet mené par trois entreprises françaises, avec Newcleo en tête. Objectif : déployer une solution industrielle opérationnelle d’ici 2036.
En matière de nucléaire, Newcleo est sur tous les fronts. En plus d’un SMR de 30 MWe sur le site nucléaire de Chinon, et d’une usine MOX à Nogent-sur-Seine, la startup franco-italienne travaille au développement d’une barge nucléaire. Pour ce projet, baptisé N-Floating, elle s’est associée à deux autres entreprises françaises de renom : l’organisme de certification Bureau Veritas Marine & Offshore, et l’ingénieriste ABMI. Le trio vient de recevoir une subvention d’un million d’euros de la part de BPI France dans le cadre du programme « Soutenir la décarbonation du secteur maritime français ».
Dans le détail, le projet consiste à étudier la faisabilité et l’intérêt d’unités flottantes non automotrices capables d’accueillir plusieurs petits réacteurs nucléaires. Il s’agirait du modèle LFR-AS-200, un réacteur à neutrons rapides refroidi au plomb (RNR-pb) développé par Newcleo, qui utilise du combustible de type MOX.
Cette étude de faisabilité doit durer 18 mois, et devrait notamment s’appuyer sur une longue expérience acquise dans l’industrie pétrolière et gazière. À l’instar de la barge nucléaire russe Akademik Lomonosov, d’une puissance de 70 MWe, l’objectif de ce projet est de mettre en œuvre une solution nucléaire permettant l’alimentation des régions isolées, des ports, ou encore des centres industriels côtiers. Une telle barge pourrait également répondre à des usages énergivores comme la production de carburant synthétique ou le dessalement de l’eau.
À l’issue des 18 mois, le projet N-Floating doit aboutir à une feuille de route organisant un potentiel déploiement industriel à l’horizon 2036.
Et si l’espoir d’une énergie propre et illimitée ne reposait pas sur la fusion nucléaire, mais se cachait plutôt sous nos pieds ? Une startup américaine veut perforer l’écorce terrestre pour profiter de la chaleur abondante qui règne au centre de la Terre.
Quand on parle de géothermie profonde, on évoque cette technologie qui consiste à récupérer les calories du sous-sol jusqu’à une profondeur pouvant atteindre deux kilomètres. Mais que dire de la géothermie actuellement développée par l’entreprise Quaise Energy ? Cette startup, spin-off du MIT, veut forer la croûte terrestre jusqu’à 20 kilomètres de profondeur pour atteindre des températures proches des 500°C, promesse d’une énergie propre et surtout abondante.
Première étape de cette ambition démesurée, le projet Obsidian, qui se déroule présentement dans l’Oregon, sur la côte ouest des États-Unis. Ce projet d’envergure vise à mettre en service une centrale géothermique stimulée, capable d’atteindre des températures de 300 °C à cinq kilomètres sous la surface du globe.
Forte de ces premiers forages, l’entreprise pourrait agrandir cette centrale pour atteindre une puissance totale de 250 MW. À plus long terme, Quaise Energy se voit même mettre en œuvre des centrales de l’ordre du gigawatt de puissance. En atteignant une telle puissance, ces systèmes géothermiques pourraient peser lourd dans le mix énergétique mondial en proposant une source d’énergie propre, pilotable et abondante.
Un système géothermique stimulé, c'est quoi ?
Pour faire simple, un système géothermique stimulé est composé de deux puits d’une grande profondeur. De l’eau est injectée par un premier puits dans une roche sèche, puis se réchauffe en traversant la roche. Ensuite, elle est récupérée via un ou plusieurs puits producteurs. En surface, l’eau chaude, sous forme de vapeur ou de liquide, alimente une turbine permettant de produire de l’électricité.
Une technologie unique pour surmonter les difficultés techniques du forage profond
Néanmoins, pour y parvenir, il y a un défi majeur à surmonter : le forage du sous-sol sur une telle profondeur. Pour l’heure, le forage le plus profond au monde a eu lieu de 1970 à 1989 dans la péninsule de Kola, dans l’ex-URSS. Ce forage, qui avait pour but d’atteindre 15 000 mètres, a finalement été arrêté à 12 262 mètres de profondeur. Outre le contexte géopolitique changeant de 1989, le programme aurait été arrêté à cause des difficultés techniques rencontrées : forte pression, température plus élevée que prévue et difficulté d’extraction des matériaux.
Pour faire la différence, Quaise Energy mise sur une technologie différente afin de réaliser les forages. Une fois la couche de roche atteinte grâce à un forage rotatif conventionnel, l’entreprise mise sur l’utilisation d’un système de forage à ondes millimétriques. Cette technologie chauffe et fait fondre ou vaporise la roche au lieu de la casser par action mécanique. Grâce à ce système, l’entreprise est parvenue à percer du granit sur une centaine de mètres de profondeur.
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