À partir de 2027, les importateurs européens de gaz, pétrole et charbon devront démontrer que leurs produits respectent les mêmes seuils d’émission de méthane que ceux produits dans l’Union. Le méthane est une bombe à réchauffement climatique.

L’UE exige déjà que les producteurs européens mesurent et limitent les fuites de méthane sur leurs sites. Cela vient du règlement méthane adopté en 2024. Ça, c’est pour les émissions intérieures. Mais pour la première fois à partir de 2027, ces obligations vont s’étendre aux importations. Concrètement, les entreprises devront prouver que le pétrole, le gaz et le charbon qu’elles achètent à l’étranger respectent les normes européennes de contrôle et de réduction du méthane.

À partir de 2028, elles devront aussi déclarer l’intensité méthane totale des volumes importés. Alors pourquoi se focaliser sur l’émission d’un gaz, lors de l’extraction du combustible principal, qui n’est même pas celui qui sera émis lorsqu’il sera brulé à des fins de chauffage ou de production d’électricité ?

Le méthane a un pouvoir réchauffant environ 80 fois plus grand que le CO₂ sur vingt ans. Réduire ses émissions est donc un levier rapide et efficace pour limiter la hausse des températures, d’autant plus que les fuites sont localisées, faciles et peu onéreuses à colmater dans l’extraction, le transport, le stockage et la distribution de combustibles fossiles. Ce sont des bombes climatiques simples à contenir et la contrainte pèse, en réalité, peu sur le prix final du combustible.

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L’extraterritorialité permettra-t-elle de contraindre les producteurs étrangers ?

L’application de ce règlement obligera les importateurs à plus de traçabilité. Les fournisseurs étrangers devront eux-mêmes fournir leurs données sous peine de voir leurs produits exclus du marché européen. Comme pour l’implémentation d’une nouvelle contrainte extraterritoriale (mécanisme d’ajustement carbone aux frontières, émissions pour la fabrication de panneaux solaires…) la Commission européenne propose des flexibilités dans la mise en œuvre comme des certificats de conformité ou le suivi contractuel des émissions.

Peut-être que l’UE arrivera à ordonner aux gros exportateurs (Qatar, États-Unis…) de colmater leurs fuites. Cette réglementation intervient à un moment où l’UE cherche à se passer du gaz russe, à s’approvisionner ailleurs et sous une autre forme (moins de gazoduc, plus de gaz naturel liquéfié) dans un contexte de marché tendu (reprise économique chinoise…).

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Le groupe Atlantic, spécialiste français du chauffage et de la climatisation, a trouvé son repreneur. Le conglomérat Paloma-Rheem, basé à Tokyo, s’apprête à prendre une participation majoritaire dans l’entreprise vendéenne, mettant fin à des mois d’incertitude.

L’annonce est tombée lundi 22 décembre par communiqué : le groupe Atlantic, fleuron industriel français implanté en Vendée, sera repris par Paloma-Rheem. Ce conglomérat japonais et américain, dont le nom figurait parmi les candidats pressentis, met ainsi un terme à un long suspense marqué par des tensions entre les deux familles actionnaires du groupe français.

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Un acteur méconnu en Europe mais solidement implanté ailleurs

Si Paloma-Rheem reste peu connu sur le Vieux Continent, le groupe jouit d’une forte présence en Asie et sur le continent américain. Cette acquisition s’inscrit dans une stratégie de consolidation déjà amorcée : il y a près d’un an, le conglomérat avait déjà racheté Fujitsu General, partenaire historique d’Atlantic pour la fourniture de groupes extérieurs de pompes à chaleur.

L’opération prévoit une prise de participation majoritaire, tout en maintenant une partie des actionnaires actuels au capital. Selon le communiqué, le siège social restera en France et Atlantic deviendra une entité autonome au sein de Paloma-Rheem. L’équipe dirigeante actuelle conservera ses fonctions.

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Une opportunité face à la concurrence internationale

Pour Damien Carroz, président du Directoire de Groupe Atlantic, cette transaction représente « une formidable opportunité de développement ». Le dirigeant souligne que « dans un contexte de concurrence internationale accrue, cette opération nous donne les moyens de renforcer notre compétitivité tout en accélérant notre transition vers les solutions thermodynamiques ».

L’opération devrait être finalisée à la mi-2026, sous réserve des autorisations réglementaires nécessaires. La vente reste en effet soumise au contrôle des investissements étrangers en France, procédure destinée à protéger les intérêts stratégiques nationaux. Cette acquisition marque un tournant pour Atlantic, qui devra désormais conjuguer son ancrage local et son intégration dans un groupe international pour poursuivre son développement dans le secteur en pleine mutation de la transition énergétique.

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L’Union française de l’électricité (UFE), principal lobby de l’électron dans l’Hexagone, a présenté ses mesures pour accélérer l’électrification des usages : pouvoir d’achat, solutions, égalité avec les fossiles, tout est passé en revue.

L’Union française de l’électricité a présenté, le 22 décembre, un plan pour électrifier la France. Dix piliers, plus de cinquante mesures, le lobby étale sa liste de Noël alors que le gouvernement travaille sur un grand plan d’électrification. L’UFE veut que soit lancée une campagne nationale « 2026, l’année de l’électrification des usages », pour mettre en avant les bénéfices économiques et écologiques des pompes à chaleur et véhicules électriques.

Alors que les ventes de PAC reculent, que la fin de la vente des véhicules thermiques à 2035 a été ajournée, le lobby recommande au politique la nomination d’un ambassadeur dédié à l’électrification en Conseil des ministres. Dans la continuité de cette campagne, l’idée serait de lancer une « loi Evin anti-fossiles », pour limiter la visibilité des énergies fossiles.

Pour faciliter l’accès aux informations et aides disponibles, l’UFE suggère la création d’une plateforme unique regroupant dispositifs nationaux et locaux ainsi qu’un calculateur en ligne pour aider les ménages à décider, qu’ils estiment les économies financières et les réductions d’émissions associées aux différentes solutions électriques auxquelles ils ont accès.

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Détaxer l’électricité ?

Comment rendre les solutions électriques plus compétitives ? L’UFE propose la réduction de la fiscalité sur l’électricité, la garantie d’une parité de prix avec les alternatives fossiles via des dispositifs d’aides ciblés et l’instauration d’une trajectoire pluriannuelle des aides pour assurer visibilité et pérennité des investissements. Éviter le scénario MaPrimeRénov’, en somme. Une task-force sur les certificats d’économies d’énergie serait chargée d’identifier de nouveaux gisements d’électrification, notamment dans la mobilité.

Avec quels moyens ? L’UFE propose un compte d’affectation spéciale alimenté par les recettes carbone et le malus automobile, le déploiement de « contrats de passage à l’électrique » pour limiter le reste à charge des ménages et collectivités et la création d’accords tripartites pour les grands projets industriels. Les aides sectorielles seraient liées et bonifiées dans le temps pour encourager les parcours globaux d’électrification, pas simplement les actes monotâches.

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Un permis de conduire électrique

Comment se déplacer ? l’UFE souhaite généraliser le « permis de conduire électrique » et le leasing social pour véhicules électriques, faciliter l’accès aux véhicules d’occasion et étendre les bornes de recharge pilotables, y compris dans le résidentiel collectif. Pour la rénovation, le plan du lobby propose un schéma directeur des pompes à chaleur, un leasing social, un fonds obligataire vert et un bonus-malus fiscal pour inciter les propriétaires bailleurs à rénover les logements les plus énergivores.

L’État et les collectivités sont également invités à redoubler d’efforts : recensement des formations, planification de la sortie des énergies fossiles pour les bâtiments publics et renforcement des flottes publiques électriques sont au menu. L’UFE termine ses recommandations par la formation des professionnels de la mobilité et de la construction, la création de centres d’expertise et l’intégration de l’électrification dans les cursus scolaires et universitaires ainsi que l’organisation de hackathons pour stimuler l’innovation industrielle.

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L’État a tranché : la ligne électrique très haute tension (THT) de 400 000 volts reliant Jonquières-Saint-Vincent (Gard) à Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône) sera construite en aérien avec 180 pylônes sur 65 km pour décarboner la zone de Fos.

Une ligne souterraine ou partiellement immergée : les alternatives ne manquent pas quand on regarde les solutions à la disposition de RTE pour augmenter la puissance de raccordement de la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer depuis la vallée du Rhône. Pourtant, « en termes de délai de mise en œuvre, de coût et de disponibilité de puissance » pour surélectrifier ce site stratégique, l’État a considéré la solution aérienne proposée par RTE comme la plus adaptée, dans un rapport daté du 18 décembre. 

Les lignes enterrées auraient coûté bien plus cher et les délais supplémentaires seraient incompatibles avec la décarbonation, se justifie l’État. En aérien, c’est un « dimensionnement de forte puissance et une sécurisation du réseau régional » à un « coût maîtrisé » dit-il. Mais pourquoi décarboner Fos-sur-Mer ? La zone industrialo-portuaire concentre près de 25 % des émissions industrielles françaises de CO₂ et doit accueillir une trentaine de projets industriels, de la sidérurgie (avec GravitHy) à l’hydrogène bas carbone (H2V) en passant par la production de panneaux solaires. Rien que GravitHy, c’est 1,15 GW, soit un quart de ce que pourra fournir la future ligne THT.

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Toutes les crispations se sont révélées lors du débat public

Alors que l’État avait rendu facultative la consultation publique, il l’avait quand même provoquée sous l’égide de la Commission nationale du débat public (CNDP). Le collectif THT 13/30, regroupant agriculteurs, associations environnementales, élus et citoyens, demandait un tracé enterré ou des lignes alternatives pour limiter l’impact sur la Camargue, la réserve naturelle des Coussouls et quatre zones Natura 2000.

La Direction régionale de l’environnement, de l’aménagement et du logement (Dreal Occitanie), dans une note confidentielle du 6 novembre consultée par Le Monde, Marsactu et France Inter, alertait sur le risque d’extinction en métropole du Ganga cata, un oiseau dont la population française vit entièrement en Crau. Le politique se déchire aussi sur le sujet, entre élus du nord du Gard et du pays d’Arles, opposés à la ligne, et les communes de Fos et d’Istres, soutenant le projet pour garantir les emplois et investissements industriels.

Le nombre d’emplois y est similaire mais le type d’emploi très différent : le nord vit du tourisme et le sud de l’industrie pour grossir la répartition. Le gouvernement, sous la pression des industriels et dans un contexte européen de relance de l’industrie verte, veut tenir les délais. Les recours juridiques devraient pleuvoir.

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Le stockage saisonnier d’énergie est longtemps resté un serpent de mer de la transition énergétique. Et c’est a fortiori le cas en ce qui concerne le stockage de la chaleur. Mais des projets voient le jour actuellement, faisant la part belle à la géothermie. Ainsi de ce projet suisse, qui devrait voir le jour d’ici 2031.

La ville de Berne s’est dotée d’un programme ambitieux de chauffage urbain. D’ici 2035, ce sont 50 km de conduites qui seront construites pour alimenter en chaleur l’ouest et le nord-est de la capitale suisse. L’objectif est d’approvisionner 70 % de la ville en chaleur renouvelable. Pour ce faire, l’incinérateur de Forsthaus a été modernisé, et regroupé avec, d’une part, une centrale thermique au bois et, d’autre part, une centrale gaz-vapeur de cogénération.

Une autre installation va prochainement s’ajouter à ce réseau, dans la commune de Buech. Il s’agit d’un réseau de sondes géothermiques dont la fonction sera de stocker dans le sol la chaleur excédentaire produite pendant l’été par l’incinérateur de Forsthaus. Celui-ci produit en effet de la chaleur de façon constante au cours de l’année, tandis que les besoins de chauffage, naturellement, sont plus élevés en hiver. Du fait de l’inertie thermique des sols, la chaleur pourra en effet être conservée jusqu’à l’hiver suivant, au cours duquel elle sera injectée dans le réseau de chauffage urbain.

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Stocker la chaleur à 250 m de profondeur

La centrale de Buech constituera un stock géothermique de taille importante. Ce sont ainsi plus de 1000 sondes géothermiques qui seront installées jusqu’à une profondeur de 250 m, et ce, sur une superficie d’environ 5 ha. Les sondes seront couplées à des pompes à chaleur, et la puissance totale de l’installation atteindra 17 MW thermiques. Le champ situé au-dessus du réseau de sondes sera quant à lui utilisé pour l’agriculture.

Ce projet est mené par la société ewb (Energie wasser Bern). Les travaux débuteront en 2029 et la mise en service est prévue pour 2031. Un projet qui démontre que le potentiel de la géothermie intéresse en matière de stockage de chaleur, et ce pour des investissements de plus en plus conséquents.

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L’arrivée massive du solaire et de l’éolien transforme en profondeur le réseau électrique européen. La filière hydroélectrique n’échappe pas à ces changements et se retrouve sous pression. C’est ce que révèle une récente analyse qui dresse un état des lieux du parc hydroélectrique européen.

L’hydroélectricité est un pilier historique du système électrique européen, non seulement par sa part dans le mix énergétique, mais surtout par son rôle structurant pour le réseau. Selon un récent rapport de l’Observatoire des technologies pour l’énergie propre (CETO) de la Commission européenne, l’Union européenne dispose en 2023 de 153 GW de puissance installée et produit près de 300 TWh chaque année.

Sur le territoire, l’hydroélectricité constitue ainsi la deuxième source d’électricité renouvelable derrière le solaire, et son importance stratégique s’accroît à mesure que le système électrique évolue. Face à l’arrivée massive de sources intermittentes comme l’éolien et le solaire, elle contribue à la stabilité du réseau, offre de la flexibilité et permet le stockage d’énergie sur de longues durées grâce aux stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP).

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Des centrales qui s’adaptent à la production intermittente

Premier élément notable du rapport du CETO : la filière hydroélectricité subit une pression opérationnelle croissante. Les centrales sont aujourd’hui plus sollicitées qu’auparavant, et ce, de manière différente. Elles doivent désormais s’adapter aux variations importantes de production des énergies éolienne et solaire.

Concrètement, cela se traduit par des cycles démarrages/arrêts plus fréquents des turbines, accélérant l’usure des équipements, d’autant que l’âge moyen des centrales atteint environ 45 ans. Pour faire face à ces nouvelles contraintes, le rapport recommande de moderniser les installations existantes. L’investissement dans des équipements récents et des systèmes de contrôle numérique pourrait augmenter la production annuelle de 40 TWh.

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Une croissance qui sera portée par les STEP

Aussi importante puisse-t-elle être pour le réseau, la filière hydroélectrique stagne dans l’Union européenne. Lors de la dernière décennie, seulement 6 GW de nouvelle puissance ont été installés. Une faible croissance qui, d’après le CETO, s’explique par le nombre limité de sites encore exploitables, les coûts élevés des nouveaux projets et surtout le durcissement des exigences environnementales rendant la construction de nouveaux barrages longue, complexe et souvent contestée.

À l’avenir, la croissance de la filière reposera en grande partie sur les STEP. L’UE compte actuellement quelque 46 GW de puissance installée, soit un quart de la capacité mondiale. Cette puissance pourrait atteindre 70 à 75 GW d’ici 2050, non pas nécessairement par la construction de grands ouvrages, mais via d’autres moyens : modernisation de stations existantes, interconnexion de réservoirs, reconversion de sites industriels ou miniers, et optimisation des infrastructures déjà en place.

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Toutefois, le développement des STEP pourrait être limité par les complexes procédures d’autorisation et les investissements initiaux élevés. Par ailleurs, l’essor des batteries plus rapides à déployer et parfois plus rentables sur certains marchés constitue une concurrence croissante, même si cette technologie ne peut rivaliser avec les STEP en termes de durée de stockage.

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Nous l’abordons souvent dans nos colonnes : livrer de l’énergie aux lieux de consommation exige une infrastructure lourde. Réseaux de transport, de distribution, lignes en courant alternatif ou à courant continu, il s’agit d’un ensemble de systèmes techniques complexes faisant l’objet de développements permanents et d’innovations. Dont ce record établi par la DARPA américaine (Defense Advanced Research Projects Agency), à l’aide d’une technologie encore à ses balbutiements et bien peu connue.

En matière de transmission d’énergie, les câbles conducteurs sont aujourd’hui le principal moyen utilisé pour transporter l’électricité. Mais il existe d’autres manières de s’y prendre : les techniques de transmission d’énergie sans fil. Dans notre vie quotidienne, nous connaissons l’une d’entre elles : l’induction électromagnétique. Elle permet notamment de charger des objets connectés, comme des téléphones portables ou encore des montres, ou encore pour alimenter des véhicules électriques sur autoroute, comme cela a été démontré tout récemment.

Et si ce mode de transmission d’énergie ne fonctionne que sur une courte distance, il existe d’autres technologies qui permettent de résoudre cette contrainte. Basées sur l’utilisation de faisceaux de micro-ondes à faible divergence ou de laser fonctionnant à des fréquences proches de la lumière visible, elles permettent de transmettre de l’électricité sans nécessiter de conducteur intermédiaire, et ce sur de longues distances.

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Transmettre l’électricité par la lumière

Le système POWER (Persistent optical wireless energy relay) est de ce type. Il est constitué d’un côté d’un émetteur laser, alimenté en électricité, et de l’autre d’un récepteur combinant un miroir parabolique et des cellules photovoltaïques, lesquelles se chargent de convertir la lumière en électricité. Grâce à ce système, une équipe de développement de la DARPA a établi un nouveau record : elle est parvenue à transmettre 800 W pendant 30 secondes, et ce à 8,6 km de distance. C’est un mégajoule qui a ainsi été transmis.

Le rendement global de ce transport d’énergie ne fait pas l’objet de communication particulière, mais un calcul de coin de table indiquerait une valeur de l’ordre de 25 %. C’est très faible, surtout lorsqu’on le compare à celui des lignes électriques plus classiques, mais un tel système peut s’avérer très utile dans les situations où l’installation de câbles est difficile du fait, notamment, du terrain, ou de délais réduits. Ou encore pour alimenter en énergie des drones en vol. À ce titre, il n’est guère surprenant qu’une telle technique intéresse l’agence américaine spécialisée dans la recherche militaire.

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Conséquence du black-out espagnol, l’Europe vient de présenter huit projets stratégiques censés améliorer la sécurité énergétique européenne. En haut de cette liste : deux interconnexions à travers les Pyrénées pour sécuriser la péninsule ibérique, que la France est accusée de freiner. 

Le black-out espagnol d’avril 2025 continue de faire parler, en particulier à Bruxelles. Pour éviter qu’une telle situation ne se reproduise, la Commission européenne réfléchit aux solutions pour améliorer le réseau énergétique européen dans son ensemble. Elle a déjà estimé une enveloppe de 1200 milliards d’euros d’ici 2040 pour le renouvellement et le développement du réseau électrique européen, et vient d’annoncer une liste de huit projets prioritaires.

• Pyrenean crossing 1 & 2, deux liaisons électriques à travers les Pyrénées pour mieux intégrer la péninsule ibérique au réseau européen,
• Interconnexion de la Grande Mer, pour connecter l’île de Chypre à l’Europe continentale,
• Harmony Link, pour renforcer l’interconnexion électrique des États baltes et renforcer leur sécurité énergétique,
• Gazoduc transbalkanique (TBP), pour accroître la résilience des approvisionnements énergétiques dans la région des Balkans,
• Bornholm Energy Island, pour faire de la mer Baltique une plateforme d’interconnexion marine,
• Corridor SudH2, pour le transport de l’hydrogène entre la Tunisie, l’Italie, l’Autriche et l’Allemagne,
• Corridor hydrogène sud-ouest, du Portugal et de l’Allemagne.
• Améliorer la sécurité énergétique et la stabilité des prix de l’Europe du Sud-Est,

Si les deux projets d’interconnexion à travers les Pyrénées sont en tête de cette liste, ce n’est pas un hasard. Suite à l’incident du 28 avril, l’Espagne et le Portugal avaient demandé à la Commission européenne d’apporter une impulsion politique pour renforcer ces interconnexions, tout en déplorant un manque d’engagement de la France à ce sujet.

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La France, carrefour européen de l’énergie

D’ailleurs, ce manque de dynamisme français a été relevé par Dan Jorgensen, commissaire européen à l’Énergie, qui n’a pas hésité à déclarer : « Je pense n’offenser personne en disant que parfois, la France s’est montrée réticente à développer ses interconnexions ». Selon lui, augmenter les liaisons entre les pays ne peut être que positif, et permettrait à la France « d’éviter 40 blackouts » par an. Bien que des tensions existent sur le réseau national français, en particulier au sud-est du pays, la situation est plus complexe qu’elle n’y paraît. D’abord, la Commission européenne, qui a fixé à la France un objectif de 15 % d’interconnexions d’ici à 2030, estime le niveau actuel d’interconnexion à seulement 4,7 %. De son côté, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a estimé ces interconnexions à 12,5 %, et même 16 % en considérant les facteurs de charge des parcs éoliens et solaires.

D’autre part, du fait de sa position géographique, la France joue le rôle de carrefour énergétique à l’échelle de l’Europe. De ce fait, une hausse de ces interconnexions pourrait augmenter les flux de transit entre une Europe du Sud produisant principalement de l’électricité solaire, et une Europe du Nord produisant de l’électricité éolienne. La France devrait alors renforcer le dimensionnement de son réseau en conséquence pour éviter les congestions, sans que les consommateurs français n’en profitent.

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Des projets d’interconnexion en cours

Quoi qu’il en soit, ces deux nouveaux projets d’interconnexion entre la France et l’Espagne, qui avaient déjà été envisagés par le passé, vont pouvoir être dépoussiérés. Un accord intergouvernemental signé en 2015 prévoyait, en effet, la construction d’une liaison enterrée entre la Navarre ou le Pays basque espagnol et le département des Landes. Une deuxième liaison devait être créée entre l’Aragon et les Pyrénées-Atlantiques.

Actuellement, une nouvelle liaison électrique entre l’Espagne et la France est déjà en construction et devrait être mise en service à partir de 2028. Complexe, elle relie Bordeaux à Bilbao principalement sous la mer. Plus au nord, le Celtic Interconnector, entre la France et l’Irlande, suit son cours. Sa mise en service est prévue début 2027.

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Les prix négatifs font fantasmer autant qu’ils sont impossibles à répercuter sur les consommateurs. En dessous de zéro lorsqu’il y a beaucoup de production – solaire ou éolienne – et une demande faible, ces prix alimentent l’idée que l’électricité pourrait devenir « gratuite ». Pourtant, pour les consommateurs, cela ne change quasiment rien à leur facture.

Pourrons-nous, un jour, être payés à consommer de l’électricité ? Non, enfin, pas tout de suite. La raison tient au fonctionnement même de la décomposition de notre facture, très différente de la formation du prix de gros, qui, lui, peut être inférieur à zéro euro.

La facture d’un ménage se décompose en trois tiers : la part liée à l’électron lui-même (ce que le fournisseur achète), les coûts d’acheminement (le TURPE, qui rémunère Enedis et RTE et les entreprises locales de distribution) et les taxes et contributions (accise, certificats d’économie d’énergie, mécanismes de capacité, TVA). Ces taxes et coûts fixes représentent une part majoritaire de la facture, autour de 60 %, et s’appliquent quelle que soit l’évolution des prix de gros.

Même si les taxes sont parfois proportionnelles à l’énergie consommée ou au prix payé, ces 60 % rémunèrent les investissements dans les réseaux électriques. Ces derniers sont de plus en plus élevés pour être rénovés et adaptés au changement climatique.

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De rares offres répercutent les prix négatifs, mais ne sont pas toujours avantageuses

Ensuite, le consommateur n’achète pas directement sur le marché de gros. Les fournisseurs se couvrent sur les marchés à terme : c’est une obligation pour prouver qu’ils ont, en miroir, la capacité à « servir » leurs clients pour se rémunérer et lisser leurs coûts dans le temps. Ils facturent ensuite leurs clients sur un marché de détail avec des contrats à prix fixe ou dynamiques régulés. Cela donne de la stabilité à la facture mais empêche qu’une heure à prix négatif sur les marchés spot se traduise immédiatement en un prix de zéro euro pour le consommateur.

Pourtant, des offres plus dynamiques commencent à émerger et rapprochent davantage le prix payé par les ménages du signal-prix du marché. Certaines proposent une tarification très flexible en fonction des prix horaires (Sobry par exemple). Dans ce registre, Engie a récemment lancé une offre dite Happy Heures Vertes qui promet deux heures d’électricité « gratuite » chaque jour sur un créneau choisi entre 13 h et 17 h, périodes de forte production solaire.

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Les taxes restent et dépasseront toujours le prix négatif du marché de gros

La subtilité, c’est que sur le papier, le prix du kilowattheure pendant ces deux heures est à 0 € hors taxes, mais les taxes s’appliquent, ce qui ramène le coût réel du kWh à environ 0,036 € toutes taxes comprises. En contrepartie, les autres heures de la journée sont facturées à un tarif plus élevé que les tarifs réglementés classiques, ce qui rend l’offre d’Engie peu avantageuse en moyenne annuelle.

Finalement, les prix négatifs observés sur les marchés de gros n’entraînent pas de factures négatives ni de gratuité généralisée pour les ménages. Il faudrait des heures sacrément négatives pour compenser les taxes. Ce qui ne risque pas d’arriver car des dispositifs de flexibilité (équilibrage, écrêtement…) sont renforcés à mesure que les renouvelables pénètrent le mix français.

En témoignent la refonte actuelle du mécanisme de capacité, la participation prochaine des ENR au mécanisme d’ajustement, ou encore le volume de batteries ayant demandé un raccordement…

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Indispensables à la féérie des fêtes de fin d’année, les guirlandes lumineuses consomment forcément de l’électricité. Mais en quelle quantité, concrètement ? Pour le savoir, nous avons mesuré précisément la consommation réelle de deux guirlandes de Noël, l’une à LED et l’autre équipée d’anciennes ampoules à incandescence. Résultat : même utilisées plusieurs heures par jour, elles ont un impact très limité sur la facture d’électricité et le bilan carbone.

Aujourd’hui, clignotantes, fixes, blanches ou multicolores, les guirlandes lumineuses font partie des décorations de Noël incontournables. Certains foyers transforment même leur habitation en véritable attraction temporaire. La majorité se contente toutefois de quelques guirlandes autour du sapin ou le long d’un balcon.

Cependant, face à la grande diversité de modèles, de technologies d’ampoules et de puissances affichées, il reste difficile d’estimer leur consommation réelle. Pour y voir clair, nous avons donc branché deux guirlandes de Noël sur un compteur de précision.

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Guirlande LED vs guirlande à incandescence : les relevés de consommation

La première guirlande testée mesure 30 mètres. Elle est équipée de 1 000 LED blanches fixes. Achetée en 2024 pour une vingtaine d’euros, sa puissance nominale annoncée est de seulement 7 W.

La seconde est un ancien modèle de 4 mètres. Elle comporte 42 ampoules clignotantes à incandescence. Ce type de guirlande était courant dans les années 1980 et 1990. Sa puissance exacte n’est pas indiquée par le fabricant.

Dans ces conditions, nous avons fait fonctionner les deux guirlandes pendant deux heures consécutives. Sans surprise, la guirlande LED affiche la consommation la plus faible. Elle consomme environ 2,5 fois moins que le modèle à incandescence, malgré un nombre de points lumineux 24 fois supérieur.

En pratique, utilisée 6 heures par jour pendant 30 jours, la guirlande LED consomme environ 1,3 kWh. À l’inverse, la guirlande à incandescence atteint 3,2 kWh sur la même période.

	Guirlande récente (1 000 LED fixes)	Guirlande ancienne (42 ampoules à incandescence)
Consommation sur 2 h	14,6 Wh	35,7 Wh
Puissance moyenne	7,3 W	17,9 W
Consommation sur 30 jours (6 h/jour)	1,31 kWh	3,21 kWh
Coût estimé sur 30 jours*	0,26 €	0,64 €

* Estimation réalisée avec un prix du kWh d’environ 0,20 € TTC (tarif bleu option base, fin 2025).

Au final, dans les deux cas, le coût total d’utilisation sur toute la période des fêtes reste inférieur à un euro. Il n’est donc pas indispensable de remplacer une guirlande à incandescence fonctionnelle par un modèle LED, sauf pour des raisons de sécurité.

En effet, les ampoules à incandescence dégagent davantage de chaleur. Elles présentent donc un risque légèrement plus élevé d’échauffement, notamment au contact de décorations ou de flocages présents sur les sapins.

Quel impact à l’échelle nationale ?

Nous avons également extrapolé ces résultats à l’échelle du parc de logements français. En supposant que 20 % des logements utilisent une guirlande lumineuse à Noël, soit environ 7,44 millions de foyers, l’impact devient plus visible.

Dans ce scénario, les guirlandes LED représenteraient une consommation supplémentaire d’environ 9 763 MWh sur la période des fêtes. Les guirlandes à incandescence atteindraient, elles, près de 23 906 MWh.

Pour produire une telle quantité d’électricité, il faudrait mobiliser un réacteur nucléaire de palier CP (900 MW) pendant près de 11 heures dans le premier cas, et plus de 26 heures dans le second.

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Mobiliser une petite centrale hydroélectrique

Rapportée en puissance appelée, la consommation simultanée des guirlandes LED atteindrait environ 54 MW. Pour les modèles à incandescence, elle grimperait à près de 133 MW.

À l’échelle du réseau électrique français, ces valeurs restent modestes. À elles seules, les capacités nucléaires et hydroélectriques dépassent 87 000 MW. Néanmoins, ces décorations mobiliseraient l’équivalent d’une petite centrale hydroélectrique, comme celle de Sainte-Tulle II pour les LED ou celle de Sainte-Croix pour les modèles anciens.

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Les guirlandes de Noël consomment-elles vraiment beaucoup d’électricité ?

Ainsi, même si les guirlandes lumineuses consomment de l’électricité, leur impact reste très limité. À l’échelle d’un foyer, elles pèsent peu sur la facture. À l’échelle nationale, seules les technologies anciennes deviennent réellement significatives.

Dans tous les cas, les guirlandes de Noël ne justifient aucune restriction particulière pour des raisons énergétiques ou environnementales. Autrement dit, vous pouvez profiter des illuminations de fin d’année sans culpabilité excessive.

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Le média Contexte publie une note interne attribuée à EDF sur la stratégie nationale d’électrification 2026-2035. L’énergéticien français y défend un plan d’électrification poussée pour remplacer le fioul, le gaz et le pétrole dans les bâtiments, les transports et l’industrie.

Contexte, média spécialisé dans les politiques publiques, a révélé une note blanche non signée qu’il attribue à EDF. On y lit les objectifs poussés par l’énergéticien français alors que le gouvernement cherche à faire baisser les prix de l’électricité, et à justifier de nouveaux objectifs d’installation de moyens de production en pleine atonie de la demande. RTE a même révisé à la baisse ses prévisions de consommation d’électricité dans son bilan prévisionnel présenté il y a une semaine.

L’industrie devrait, selon le document, électrifier 10 gigawatts (GW) de chaleur. Chez les ménages, c’est un million de pompes à chaleur par an qui devraient être installées, en remplacement des chaudières gaz dont l’installation serait interdite.

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Revoir la fiscalité et la régulation

EDF plaiderait pour baisser l’accise sur l’électricité et augmenter celle du gaz. Le gaz est moins taxé que l’électricité. L’écart d’accise est gigantesque si on le considère relativement à l’intensité carbone. L’énergéticien national veut aussi renforcer le coefficient d’énergie primaire (pour faire baisser le DPE des logements électrifiés), ce qu’a déjà fait le gouvernement pour sauver des passoires énergétiques.

Les seuils carbone dans les bâtiments seraient durcis et le principe « PAC first » (« les pompes à chaleur en premier ») imposé pour les rénovations. Dans l’industrie, l’accent est mis sur l’interdiction des chaudières fossiles, la simplification des raccordements et la compensation des coûts indirects du carbone.

EDF souhaite prolonger les aides à l’achat de véhicules électriques et accélérer le développement des bornes de recharge. Le soutien à la filière automobile passerait par des incitations ciblées et la massification de la production. Avec pour objectif, toujours selon EDF, 100 % de véhicules légers et 65 % de véhicules lourds électriques d’ici 2035. C’est ambitieux alors que la Commission propose de revenir sur l’interdiction de la vente des véhicules thermiques à 2035.

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Le secteur de l’énergie a besoin d’emprunter

Pour lever les freins financiers, EDF propose un « contrat tripartite » associant banques, énergéticiens et consommateurs. Les banques offriraient des prêts garantis par l’État à taux réduits. L’entité d’électrification coordonnerait l’offre industrielle et massifierait les installations. Les consommateurs bénéficieraient d’offres clés en main, simples et sécurisées. Contacté au sujet de cette note par le média spécialisé Contexte, EDF n’a pas souhaité commenter.

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La startup française Carbon abandonne sa technologie de cellules initiale au profit d’un partenariat avec le géant chinois Longi et de la technologie back-contact pour accélérer l’industrialisation de sa future gigafactory.

La startup française Carbon l’a annoncé cette semaine : elle arrête l’industrialisation de ses cellules TOPCon développées en interne pour désormais s’appuyer sur le fabricant chinois Longi, leader mondial du secteur, et sa technologie back-contact (BC).

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Objectif : accélérer l’industrialisation.

« Il est inconcevable de lancer une gigafactory en quelques années sans s’appuyer sur des acteurs ayant déjà conçu et exploité ce type d’outil industriel », explique Nicolas Chandellier, PDG de Carbon, auprès de PV Magazine. Longi accompagnera Carbon dans la conception et l’industrialisation de Carbon One, son usine pilote de 16 000 m² à Miramas (Bouches-du-Rhône), qui préfigure la future gigafactory de Fos-sur-Mer.

Sur cette technologie, la capacité d’assemblage sera portée à 700 mégawatts (MW) de fabrication de panneaux solaires par an contre 500 MW initialement annoncés. Elle doit permettre de préparer le lancement d’une future gigafactory de plusieurs gigawatts.

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Accélérer pour répondre à une demande déjà présente

Carbon cherche à rassurer en expliquant son choix par le fait que cette architecture cellulaire est plus efficace et représente la prochaine grande vague du photovoltaïque. Y renoncer serait s’opposer aux Asiatiques qui inondent déjà le marché.

Lors du salon EnerGaïa, Carbon a annoncé la signature d’accords commerciaux avec neuf développeurs et producteurs indépendants pour 180 MW en 2027 et 314 MW en 2028 dans le cadre des appels d’offres simplifiés pour des installations de 100 à 500 kWc. Ces volumes restent conditionnés à l’introduction d’un critère d’assemblage européen dans les mécanismes de soutien. Une manière d’accélérer pour répondre à une demande qui devrait respecter une préférence européenne que Carbon appelle de ses vœux.

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L’interdiction totale des véhicules thermiques à partir de 2035 est abandonnée au profit d’une approche plus flexible. C’est un coup dur pour la transition écologique, une victoire pour l’Allemagne notamment.

La Commission européenne a officialisé, le 16 décembre 2025, et validé le lobbying majeur de l’Allemagne, légèrement soutenue par la France, pour renoncer à l’interdiction pure et simple de la vente de véhicules thermiques à 2035. Au lieu du tout électrique initialement prévu, Bruxelles propose désormais une part limitée de véhicules thermiques et hybrides assortie de mécanismes de compensation carbone, via par exemple des crédits carbone.

Si l’objectif de réduction des émissions de CO₂ des voitures passe officiellement de 100 % à 90 % d’ici 2035, le rythme d’électrification de la flotte automobile est si lent qu’il semble hors de portée. Pourtant, le commissaire européen Stéphane Séjourné maintient, auprès de l’AFP, que « l’objectif reste le même, les flexibilités sont en réalité des réalités pragmatiques au vu de l’adhésion des consommateurs, de la difficulté des constructeurs à proposer sur le marché du 100 % électrique pour 2035 ».

En laissant une marge pour environ 10 % de véhicules alternatifs à propulsion thermique ou hybride, la Commission ouvre la porte à une flexibilité permettant l’inclusion des véhicules électriques à prolongateur d’autonomie et, sous certaines conditions, des technologies utilisant des carburants de synthèse ou des biocarburants. L’Allemagne et l’Italie, en particulier, avaient plaidé pour un assouplissement de l’interdiction pure et simple sous prétexte qu’elle minerait l’industrie automobile.

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La préférence européenne pour justifier la transition écologique

La France, dans un communiqué de presse du ministère de l’Économie, salue l’introduction du critère « fabriqué en Europe » dans la réglementation. De l’acier bas-carbone devra être notamment utilisé. « Pour la première fois, la production sur le sol européen sera prise en compte dans l’atteinte des objectifs climatiques européens ».

Les ONG ont rapidement dénoncé ce revirement comme une trahison du Pacte vert européen. Les véhicules hybrides ne permettent pas de réduire les émissions au rythme nécessaire pour limiter le réchauffement à 1,5 °C, alors que nous venons de célébrer les 10 ans de l’accord de Paris. Pour la Commission, cette approche s’inscrit dans une logique de neutralité technologique : elle permet aux États et aux constructeurs de choisir les solutions les plus adaptées, tout en maintenant la pression sur la réduction globale des émissions.

Présentée par l’exécutif européen, la mesure doit aller au Parlement européen et devant le Conseil pour être définitivement validée.

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Le conseil d’administration d’EDF a validé le devis prévisionnel du programme de construction de six réacteurs nucléaires de nouvelle génération. Une estimation à 72,8 milliards d’euros, qui sera soumise à un audit gouvernemental début 2026, dans l’attente d’une décision finale d’investissement.

EDF a présenté, le 17 décembre, à son conseil d’administration un devis prévisionnel chiffré à 72,8 milliards d’euros pour la construction des six futurs réacteurs EPR2 sur les sites de Penly, Gravelines et Bugey. Ce montant, exprimé dans les conditions économiques de 2020, est supérieur de 5 milliards à la précédente estimation, qui s’élevait à 67,4 milliards d’euros. Il a tout de même été validé par le conseil, et sera examiné au premier trimestre 2026 par la délégation interministérielle au nouveau nucléaire (DINN).

S’il est tenu, ce qui est loin d’être garanti, ce nouveau montant établirait le coût du mégawatt de puissance installée du nouveau nucléaire (9 900 MW au total) à 7,3 millions d’euros. À titre de comparaison, c’est significativement plus élevé que le parc éolien en mer de Saint-Nazaire (480 MW), qui affiche un coût de 4,2 millions d’euros par mégawatt installé, ou de la centrale solaire de Cestas (300 MW) et ses 1,2 million par mégawatt. Le service rendu n’est toutefois pas identique : les réacteurs nucléaires produisent en fonction de la demande du réseau électrique, alors que l’éolien et le solaire ne produisent qu’en fonction des conditions météorologiques.

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Un financement d’État qui doit encore être validé par l’Europe

Le financement de ce programme pharaonique reposera sur un dispositif d’aide publique inédit, qui doit encore être approuvé par la Commission européenne. Trois mécanismes sont prévus : un prêt à taux zéro couvrant au minimum la moitié des coûts de construction, un contrat pour différence (CfD) sur quarante ans garantissant la rentabilité du projet, et enfin un partage des risques entre l’État et l’électricien public. La décision finale d’investissement, conditionnée au feu vert de Bruxelles, est attendue pour la fin 2026. D’ici là, l’audit de la DINN permettra de valider ou non le réalisme de ce budget.

Le premier EPR de la centrale nucléaire de Penly ne devrait entrer en service qu’en 2038. Les unités suivantes seront ensuite mises en exploitation par paires, avec un espacement de douze à dix-huit mois entre chaque mise en service. Cette cadence permettrait de capitaliser sur l’expérience acquise et d’optimiser les processus de construction.

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Il aurait fait quelques heureux à Noël, mais il faudra attendre 2026. EDF s’apprêterait à produire une maquette en briquettes de construction de son réacteur nucléaire EPR, du même type que celui de Flamanville.

Tout y est : le bâtiment réacteur avec sa cuve et ses générateurs de vapeur, la salle de contrôle, la turbine et son alternateur. Cette vue en coupe très fidèle du réacteur nucléaire EPR, composée de 1862 briquettes de construction de type Lego, sera distribuée courant 2026, à en croire George Govgassian, un employé d’EDF en charge du marketing. « Après des mois de travail en coulisses, j’ai l’occasion de montrer un projet secret sur lequel nous travaillions, et je suis ravi de le partager avec nos amis de la communauté nucléaire : le kit de construction EPR ! », s’enthousiasme cet agent, dans un post LinkedIn où il dévoile les premières images du kit.

La maquette semble conçue à partir de briquettes alternatives à Lego, puisque rien ne mentionne le célèbre fabricant. Il ne semble pas non plus s’agir d’une initiative isolée, le produit arborant le logo d’EDF, qui ne peut pas être utilisé sans approbation de l’énergéticien. Nous ignorons si la réplique de l’EPR sera commercialisée auprès du grand public, quel sera son prix et les boutiques où l’on pourra se la procurer, mais elle pourrait être fabriquée en de nombreux exemplaires. « On vise une commercialisation aux alentours du printemps [2026, NDLR] », assure George Govgassian, qui précise que « distribuer ce genre d’objet ce n’est pas notre cœur de métier ». « Le prix pour une distribution large est encore à l’étude », ajoute-t-il.

Sur le réseau social, de nombreuses personnes ont déjà manifesté leur intérêt, comme l’ingénieur expert en énergie Maxence Cordiez. En début d’année, une association avait également commercialisé des maquettes d’éoliennes en mer faites en briquettes de construction.

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Le site espagnol de matériel à prix bas PC Componentes met en vente un climatiseur réversible monosplit à un prix extrêmement bas de 249,99 €. Ce modèle premier prix rebadgé de la marque inconnue Origial propose une puissance de 2 600 W en mode chauffage, largement suffisante pour réguler la température d’une chambre ou d’une petite pièce jusqu’à 20 m², sans se ruiner en électricité.

Les pompes à chaleur air/air, aussi appelées climatiseurs réversibles, s’imposent peu à peu comme une solution économique pour chauffer son logement en hiver, en plus de pouvoir rafraîchir l’air en été. Le principe est simple : l’appareil accumule les calories présentes dans l’air extérieur pour les restituer à l’intérieur en hiver, et inverse le processus en été pour le refroidissement. Résultat : un confort thermique toute l’année avec une consommation électrique maîtrisée, considérablement inférieure à celle des convecteurs classiques. Certains modèles premier prix affichent un tarif défiant toute concurrence, à peine plus élevé que des convecteurs de milieu de gamme.

C’est le cas du modèle Origial Airnature 2250 WiFi proposé par le site PC Componentes au tarif particulièrement bas de 249,99 €, livraison incluse. Sa puissance de 2 500 W en mode froid et 2 600 W en mode chaud permet de traiter des surfaces d’environ 25 m², tandis que son coefficient de performance (SCOP) de 4 en chauffage indique qu’il est capable de produire 4 kWh de chaleur pour chaque kWh d’électricité consommé. Ce climatiseur réversible utilise le réfrigérant R32, identique à la plupart des modèles actuellement sur le marché.

Attention toutefois : pour l’installer, il faut bien évidemment acheter les câbles d’alimentation électrique et les liaisons frigorifiques. Ajoutez autour de 70 € pour un kit de liaisons flare de 4 m de long, à acheter séparément dans la boutique de votre choix, ou optez pour des liaisons préchargées déjà tirées au vide (mais trois fois plus chères). Pour la mise en service, vous devrez également considérer l’intervention d’un professionnel frigoriste, dont les tarifs varient fortement. En installant le climatiseur vous-même, vous pouvez espérer un coût global inférieur à 800 €, accessoires et mise en service par un professionnel inclus (si vous tombez sur un pro raisonnable et dans le cas d’une installation sans difficultés particulières).

Malgré le prix bas, la connectivité wifi est incluse

La connectivité WiFi intégrée représente l’un des atouts majeurs de ce climatiseur réversible. En option sur d’autres modèles même de grande marque, elle est ici incluse. Elle permet de piloter finement l’appareil via smartphone, de créer des plannings adaptés à ses besoins et d’ajuster la température à distance. Cette gestion précise contribue directement à réduire la facture énergétique en évitant les cycles inutiles et en adaptant la production de chaud ou de froid aux besoins réels.

La classe énergétique A+ (SEER 6,1 / SCOP 4) paraît normale pour un climatiseur premier prix. Avec une consommation annuelle estimée à 152 kWh en mode climatisation et 798 kWh en mode chauffage, l’appareil se montre sobre comparé aux convecteurs électriques. L’ADEME confirme d’ailleurs l’efficacité des pompes à chaleur, y compris lors des périodes de grand froid, avec des coefficients de performance qui restent élevés même par températures négatives.

Caractéristiques techniques du climatiseur Original Airnature 2250 WiFi

Modèle	Airnature 2250 WiFi monosplit
Type	Pompe à chaleur air/air
Puissance en refroidissement	2 500 W (8 530 BTU)
Puissance en chauffage	2 600 W (8 871 BTU)
Classe énergétique	A+ (SEER 6,1 / SCOP 4)
Réfrigérant	R32 (0,57 kg préchargé)
Connectivité	WiFi intégré
Niveau sonore unité intérieure	21 à 40 dB
Niveau sonore unité extérieure	52 dB (max)
Consommation annuelle (climatisation)	152 kWh/an
Consommation annuelle (chauffage)	798 kWh/an
Prix catalogue	249,99 €

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À en croire le gestionnaire de réseau français, une augmentation trop faible de la consommation électrique française pourrait, à long terme, mettre à mal les grands projets nucléaires et éoliens en mer. Pour éviter cette situation, RTE appelle le pays à prendre des décisions rapidement.

Dans la course effrénée vers le zéro carbone d’ici 2050, l’électrification des usages constitue vraisemblablement la meilleure piste à suivre pour se donner une chance de réussite. Néanmoins, si les moyens de produire de l’électricité décarbonée se multiplient, encore faut-il pouvoir utiliser cette électricité. Selon le dernier bilan prévisionnel de RTE, la France est à un moment charnière de ce défi majeur. Le gestionnaire de réseau français a analysé la situation française et dessiné deux scénarios possibles au sujet du réseau électrique français. L’un de ces scénarios pourrait, à terme, compromettre le nouveau programme nucléaire.

Si tout se passe bien, et que la France prend la direction de ses objectifs publics via une décarbonation rapide, sa consommation électrique devrait augmenter de manière considérable pour atteindre 580 TWh d’électricité par an, contre 442 TWh d’électricité en 2024. Cette hausse serait alors en grande partie liée à la hausse du parc de voitures électriques, de la production d’hydrogène et des besoins de l’industrie.

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Le nouveau nucléaire remis en question en cas de décarbonation lente

Néanmoins, sans action majeure en ce sens dans les prochains trimestres, la trajectoire du pays pourrait être bien différente. C’est ce qu’a analysé RTE à travers son scénario de décarbonation lente. Celui-ci aurait des répercussions directes sur les moyens de production d’énergie décarbonée. Dans ce cas de figure, l’exportation d’électricité vers le reste de l’Europe atteindrait un plafond et ne pourrait pas suffire à combler l’écart entre production et consommation.

De ce fait, il nécessiterait une modulation plus importante du parc nucléaire, ce qui conduirait à une hausse du coût complet de production. RTE envisage ainsi une différence de 60 TWh de production annuelle d’électricité pour le parc nucléaire entre les deux scénarios. La production serait de 380 TWh en cas de décarbonation rapide contre seulement 320 TWh en cas de décarbonation lente.

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Les parcs éoliens en mer également plongés dans le doute

Mais ce n’est pas tout, une croissance trop lente de l’électrification des usages pourrait ralentir les besoins en énergie décarbonée. Si le déploiement des moyens de production d’énergies renouvelables terrestres semble déjà voué à ralentir, il en va de même, à moyen et long terme, pour les grands projets que sont les parcs éoliens en mer et les nouveaux EPR2.

Dans son bilan, RTE écrit ainsi : « À moyen et long terme, la poursuite d’une tendance d’électrification modérée conduirait à remettre en question également des projets éoliens en mer et les nouveaux réacteurs nucléaires ». Le gouvernement français va devoir prendre des mesures fortes dès les prochains trimestres pour maintenir le cap vers ses objectifs de décarbonation, et ainsi ne pas bousculer les investissements industriels déjà réalisés dans le domaine des énergies décarbonées.

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EDF n’est pas la seule institution française à exploiter des réacteurs nucléaires à eau pressurisée. C’est aussi le cas de la Marine nationale, qui utilise la puissance de l’atome pour propulser plusieurs de ses navires. L’un d’entre eux vient de voir sa chaufferie nucléaire mise en service : il s’agit du sous-marin d’attaque De Grasse.

C’est bien un réacteur à eau pressurisée qui a été démarré en Normandie ce 12 décembre, mais il n’a aucun rapport avec le site de Flamanville. Il s’agit de la chaufferie nucléaire du sous-marin d’attaque De Grasse, le quatrième sous-marin de la classe Suffren. La divergence de la chaudière intervient quelques mois après le transfert du sous-marin depuis le hall de construction vers le dispositif de mise à l’eau. L’opération a été menée par les équipes de Naval Group et de TechnicAtome après autorisation préalable du délégué à la sûreté nucléaire et à la radioprotection pour les activités et installations intéressant la défense.

Désormais, le bon fonctionnement de la propulsion va pouvoir être vérifié, avant que les premiers essais en mer débutent. Ces derniers sont prévus au premier semestre 2026.

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K15, un réacteur nucléaire conçu dans les années 80

Le réacteur K15, qui équipe les sous-marins nucléaires de classe Suffren, a d’abord été conçu dans les années 80 au centre CEA de Cadarache via un prototype à terre, afin d’équiper les sous-marins nucléaires de la classe Le Triomphant. Ce réacteur nucléaire de taille réduite, avec un diamètre de 3 mètres pour une hauteur de 5 mètres, a la particularité de répondre à des exigences acoustiques très élevées pour permettre aux sous-marins de conserver un niveau de discrétion maximum. D’ailleurs, le porte-avions Charles de Gaulle en est également équipé.

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Si le projet de loi de finances est rejeté, MaPrimeRénov’ pourrait être de nouveau interrompue dès le 1ᵉʳ janvier. Un potentiel coup dur pour la rénovation énergétique en France, très dépendante des aides publiques.

« Pas de budget, pas de guichet » pour MaPrimRénov’. Dans une interview accordée au Parisien et publiée le 13 décembre, le ministre de la Ville et du Logement Vincent Jeanbrun avertit que, si le budget n’est pas voté au Parlement, le dispositif MaPrimeRénov’ serait « forcément suspendu au 1ᵉʳ janvier ». Un scénario qui rappellerait comment l’année 2025 a déjà commencé lorsque l’aide pour rénover les logements avait été gelée pendant plusieurs semaines avec les dossiers bloqués qui s’ensuivent.

Le ministre explique au Parisien que MaPrimeRénov’ ne peut fonctionner sans cadre financier clair et voté : « sans budget, je ne vois pas comment on pourrait relancer la rénovation », insiste-t-il. Aujourd’hui, près de 80 000 dossiers sont encore en cours d’instruction, dont une part importante en copropriété. Une nouvelle suspension risquerait d’allonger encore les délais et de fragiliser un écosystème déjà marqué par l’instabilité du dispositif.

S’il insiste sur l’aspect crucial du vote pour la survie du dispositif, Vincent Jeanbrun affiche sa volonté de voir MaPrimeRénov’ « retrouver son ambition de départ » dès janvier, si le budget est adopté.

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Prioriser les ménages à faible revenus

L’aide serait de nouveau ouverte à l’ensemble des ménages avec une priorité donnée « aux familles les plus en difficulté et aux passoires thermiques ». M. Jeanbrun souhaite également recentrer le dispositif sur les rénovations globales jugées plus efficaces sur le plan énergétique et sur la décarbonation des modes de chauffage. C’est une vraie ligne de crête sur laquelle l’exécutif surfe : maintenir un soutien large à la rénovation tout en ciblant davantage les projets les plus performants. 

La poursuite de MaPrimeRénov’ conditionnera en partie l’autre annonce du ministre concernant une proposition de loi, déjà adoptée au Sénat, visant à autoriser temporairement la location de logements classés DPE lettre G, à condition que les propriétaires s’engagent à réaliser des travaux dans des délais encadrés.

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À en croire certains projets actuels, l’avenir du nucléaire pourrait bien se jouer sous terre. Une entreprise américaine espère profiter des particularités du manteau terrestre pour mettre au point des centrales nucléaires plus sûres, plus petites et moins chères.

Pourquoi construire des locaux ultra-confinés et sécurisés, quand on peut s’appuyer sur les ressources de la nature ? C’est un peu le constat que l’on pourrait faire en observant le projet Cigéo, qui consiste à stocker des déchets nucléaires à plusieurs centaines de mètres de profondeur pour profiter des caractéristiques d’une vaste nappe souterraine d’argile.

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Utiliser la pression d’une colonne d’eau

Inspirée par cette idée, l’entreprise américaine Deep Fission a eu l’idée d’enterrer non pas des déchets nucléaires, mais plutôt des réacteurs. Sur le papier, cette idée permettrait non seulement d’utiliser la roche comme barrière de confinement, mais également de profiter de la pression de quelque 16,2 MPa présente naturellement pour faire fonctionner un réacteur à eau pressurisée. En effet, le circuit primaire d’un réacteur à eau pressurisée (REP) est généralement maintenu à une pression proche de 150 bar, soit 15 MPa. Deep Fission a donc imaginé un réacteur de 15 MWe dont le cœur serait inséré dans un étroit forage jusqu’à une profondeur de 1600 mètres, maintenu dans de l’eau. Lors du fonctionnement, la vapeur d’eau serait conduite jusqu’à des turbines situées en surface.

Avec cette idée, Deep Fission espère profiter de technologies largement éprouvées dans l’industrie pétrolière pour les forages et la géothermie pour la circulation d’eau par grandes profondeurs. L’un des principaux intérêts de cette technologie, outre un gain de place important, serait d’assurer un haut niveau de sécurité pour un coût réduit de 80 % grâce à l’absence de bâtiment de confinement. Ici, pas de dôme en béton, ou de bâtiment blindé, c’est la roche qui protège le réacteur.

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Un premier prototype opérationnel dès juillet 2026 ?

Forte de cette idée et encouragée par le département américain de l’Énergie, l’entreprise américaine veut avancer vite et mettre en service son premier prototype du réacteur baptisé Gravity d’ici juillet 2026, dans l’État du Kansas.

Ce premier prototype devrait permettre de valider cette technologie de réacteur et de vérifier que les nombreux espoirs associés sont bien réalistes. Pour l’heure, Deep Fission espère pouvoir installer un réacteur de 15 MWe en seulement 6 mois, et atteindre un coût compris entre 50 et 70 €/MWh. Certaines questions restent néanmoins en suspens, comme la gestion des pannes, des imprévus et des étapes de maintenance.

Néanmoins l’idée séduit de nombreux investisseurs et l’entreprise compterait déjà pour 12,5 GW de clients. La première centrale commerciale est prévue pour 2028, et devrait comporter 10 réacteurs pour une puissance cumulée de 150 MWe.

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