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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Une lettre ouverte pour alerter l’Etat

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

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

MaPrimeRénov n’est plus efficace

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

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

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

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

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

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

Des travaux compliqués par l’altitude

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

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

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

Une installation à 300 000 euros

Le coût global s’élève à plus de 300 000 euros, dont 160 000 euros de forages, la même somme pour le local technique et 40 000 euros pour le plancher chauffant. L’Ademe et la Région Occitanie ont apporté un soutien via le Fonds Chaleur. « Sans ces aides, ce type de projet ne serait pas viable dans un site aussi isolé », reconnaît Yvan Lazard.

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

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

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

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

L’électricité industrielle largement subventionnée

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

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

Une industrie en berne

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

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

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

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

Des datacenters spatiaux alimentés au solaire

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

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

L’IA spatiale : une surenchère ?

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

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

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

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

Une capacité plus grande que celle du parc allemand entier

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

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

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

Un sous-projet du GigawattFactory

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

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

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

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

Qui profite vraiment des trois heures gratuites ?

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

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

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

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

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

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

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

Une application avec des prévisions à J+6

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

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

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

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

Une pratique ancienne mais qui évolue

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

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

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

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

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

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

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

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

Prolonger les réacteurs serait très pertinent

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Un atout pour la souveraineté numérique et l’IA

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Un projet de loi pour reconstruire toute une filière

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

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

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

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Alors que la demande d’électricité stagne et que la France a un solde exportateur de 84 TWh en 2024, la question de construire de nouveaux moyens de production divise : faut-il investir maintenant ou retarder suivant l’évolution de la demande ?

Alors que la consommation d’électricité ne décolle pas, l’idée de lancer de vastes programmes de production peut paraître étrange. Nouveau nucléaire (EPR2), déploiement acté aujourd’hui donc effectif demain d’installations renouvelables… Mais la demande d’électricité n’augmente pas, comme le voudrait l’électrification des usages, voire baisse avec les efforts de sobriété consentis pendant les prix hauts post-covid et l’efficacité énergétique.

Pour autant, certains acteurs plaident quand même pour anticiper une hausse future de la demande. RTE, le gestionnaire du réseau, alerte que « les prochains mois seront cruciaux » pour opérer l’électrification des usages par la voix de Thomas Veyrenc, son directeur stratégie. « On a beaucoup de demandes, mais pas tant de connexions au réseau. On ne va pas pouvoir tenir durablement avec 30 GW de projets [industrie, centres de données…] et seulement un à deux qui se concrétisent », prévenait-il à Gazélec.

Le gouvernement est attentif à cette dynamique ou non-dynamique d’électrification. Selon plusieurs sources interrogées par Contexte, Roland Lescure, ministre de l’Économie et des Finances, pourrait intervenir prochainement pour ouvrir le débat sur l’électrification des usages. La Direction générale de l’énergie et du climat mène déjà des discussions avec les acteurs du secteur, tandis que l’Union française de l’électricité et des députés comme Jean-Luc Fugit appellent à un plan national d’électrification. RTE s’apprête à publier son nouveau bilan prévisionnel, intégrant des scénarios d’électrification « dégradés » pour ajuster sa prospective.

Un choix politique plus que technologique

La question qui reste est la suivante : construire dès aujourd’hui pour anticiper une demande future croissante ou privilégier la flexibilité et la sobriété énergétique en attendant, et mettre à l’arrêt la construction de nouveaux moyens de production ? Les scénarios proposés par RTE et les signaux du gouvernement montrent que le choix ne sera pas uniquement technique mais politique et économique. Il s’agit de calibrer les investissements, de renforcer la flexibilité du système — stockage, pilotage, réseaux intelligents — et de surveiller de près la concrétisation des projets industriels et d’électrification des usages.

La crise des prix semble loin et les leçons, développer des moyens de production peu chers et rapidement déployables comme le préconisait la Commission européenne dans sa réforme du marché de l’électricité, peut-être oubliées.

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Plus de production fossile, moins d’exportations, des prix en hausse et plus de consommation : la vague de froid qui s’installe en France modifie le mix électrique français. Zoom sur les courbes Eco2mix, l’outil du gestionnaire du réseau électrique national RTE pour visualiser ces données.

Depuis le début de la semaine, la vague de froid gagne progressivement le pays. Alors que notre mix électrique est thermosensible, -1 °C de température extérieure entraîne l’augmentation de la consommation d’environ 2 400 mégawatts (MW), les perturbations sont directement visibles.

Il n’y a qu’à ouvrir Eco2mix, l’outil de RTE pour visualiser les productions filière par filière, la consommation et les données de marché pour constater l’impact de la vague de froid. On constate des exportations divisées par deux, un parc nucléaire à + 5 GW, l’hydroélectricité qui atteint son pic à près de 15 GW mardi à 18 h, couvrant 20 % de la demande et le retour d’une bande de plus de 5 GW de gaz (contre 1 GW avant la période de froid).

Retour des jours Tempo blancs et rouges

Le premier jour blanc Tempo de la saison a été activé pour le 20 novembre et le premier jour rouge pourrait être déclenché avant la fin de la semaine selon des prévisions non officielles. La demande en électricité grimpe donc au fur et à mesure que le froid s’installe. Le pic de consommation vendredi dernier se situait aux alentours de 55 GW.

Le week-end n’étant pas significatif du point de vue de la consommation, elle a difficilement établi son plus haut à 50 GW, celle de lundi a en revanche grimpé à 62 GW avant un nouveau pic à 66 GW ce mardi. + 10 GW en quelques jours, l’équivalent de 10 réacteurs nucléaires.

Explosion des prix avec le froid

Avec la consommation qui augmente, c’est le merit order (ordre de mérite, la dernière centrale sollicitée pour produire fixe le prix du marché) qui explose. En France, les prix dépassaient péniblement les 50 euros du mégawattheure (€/MWh) jeudi et vendredi dernier. Des pics à 120 €/MWh lundi puis 140 €/MWh mardi étaient atteints dans toute l’Europe, y compris en France.

L’Allemagne n’a, quant à elle, pas subi de hausse des prix. Ses prix de marché, déjà bien plus hauts que la France, sont restés constants. Le pays est peu thermosensible, largement chauffé au gaz fossile.

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L’électrification de la consommation d’énergie est aujourd’hui le principal chemin par lequel nous entendons décarboner l’économie et gagner en souveraineté énergétique. Dans le secteur des transports, elle se heurte toutefois à l’autonomie des batteries, et aux vastes quantités de ressources que nécessite la production de ces dernières. C’est sans compter sur la recharge par induction par la route elle-même, qui promet d’augmenter l’autonomie sans faire enfler la taille des batteries ni la durée des arrêts-recharge.

Les travaux ont commencé le 6 janvier 2025 sur une portion de l’autoroute A10, dans l’Essonne. Ils ont consisté à installer des bobines électriques sous la chaussée de la voie de droite, et ce sur un tronçon de 1,5 km. L’installation du système a duré environ quatre mois.

Une fois alimentées en courant électrique, ces bobines émettront un champ électromagnétique. Ce dernier pourra être capté par les très rares véhicules compatibles dotés de bobines réceptrices, alors même qu’ils circuleront sur la chaussée, le transformant en électricité. L’électricité pourra ensuite alimenter à la fois le moteur et la batterie, permettant ainsi de gagner en autonomie. Avec des bénéfices importants : les temps d’arrêt pour rechargement pourront être réduits, voire éliminés, et la batterie à embarquer pourra être de moindre capacité. C’est toute la promesse de la recharge dynamique par induction.

Place aux essais sur le tronçon pilote de l’A10

Une fois les travaux sur l’A10 terminés, l’installation a pu être testée. Vinci a dernièrement communiqué sur le succès de l’expérimentation. Le 22 octobre dernier, en effet, un camion électrique a pu se recharger par induction, tout en circulant sur la portion d’autoroute. La puissance électrique transférée a été en moyenne de 200 kW, voire jusqu’à 300 kW en instantané. Le système permettrait ainsi de gagner un kilomètre d’autonomie par kilomètre parcouru pour un poids lourd. Un gain qui pourrait s’élever jusqu’à 3 km pour un véhicule léger.

La recharge dynamique par induction a déjà fait l’objet de plusieurs expérimentations en France et dans le monde. Ainsi, en 2017, Renault, en partenariat avec Qualcomm et VEDECOM, avait pu tester un véhicule récupérant 20 kW jusqu’à 100 km/h. Le projet de Vinci, quant à lui, est le premier au monde équipant une autoroute. Une solution qui mérite que l’on s’y intéresse, dès lors que l’on considère l’explosion du besoin en transport par camion, pour les besoins des professionnels, ou simplement pour les colis des particuliers – un sujet pour le moins d’actualité alors que la plupart des sites en ligne affûtent leurs offres pour le Black Friday.

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Construite sur le site d’une ancienne centrale au charbon, la batterie stationnaire (BESS) de Waratah est le fleuron de la transition énergétique en Australie. D’une capacité de 1680 MWh, et d’une puissance de 850 MW, elle était la batterie la plus puissante du monde. Elle avait démarré en août dernier, et devait être pleinement opérationnelle à fin 2025. Jusqu’à cette énorme panne.

La nouvelle est tombée mi-novembre. L’Australian Financial Review (AFR) annonce que l’un des transformateurs du site de stockage de Waratah a subi une « défaillance catastrophique ». Un deuxième transformateur a également été mis à l’arrêt et devra probablement lui aussi être remplacé. La batterie était équipée de trois transformateurs, ce qui permettra aux 2592 batteries LFP de continuer à fonctionner, mais pour une puissance totale réduite, à hauteur de 350 MW.

Cette défaillance majeure n’est pas sans impact sur le réseau électrique australien. Ce dernier, en effet, est construit sur un territoire immense – l’Australie est un continent à elle toute seule – et il en résulte un réseau peu robuste et des interconnexions quasi inexistantes avec d’autres pays. Et la batterie stationnaire de Waratah, située non loin de Sydney en Nouvelle-Galles du Sud, devait être un maillon clé de la transition énergétique en Australie.

La difficile atteinte d’un équilibre pour le réseau australien

La batterie participait en effet à un vaste plan de remplacement des centrales au charbon australiennes (le Electricity Infrastructure Investment Act), et était destinée à absorber les variations de production des sources d’énergie renouvelables, à stabiliser les prix de l’électricité, ainsi qu’à protéger le réseau vis-à-vis des autres aléas (incendies, orages, …). À ce titre, elle avait été qualifiée de « Giant shock-absorber » (absorbeur de choc géant).

Le remplacement rapide des deux transformateurs accidentés sera difficile, car il s’agit d’un marché très tendu. Les délais de fourniture peuvent dépasser un an. De sorte que les gestionnaires de l’installation n’estiment pas possible un retour à la capacité maximale de la batterie avant 2026. Les autorités, quant à elles, se montrent plutôt rassurantes et n’envisagent pour le moment de modifier le calendrier de la transition énergétique. Dont en particulier l’arrêt programmé de la centrale au charbon d’Eraring (2880 MW), en 2027 – dont la fermeture avait déjà été repoussée.

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Les gigantesques serres des Tomates d’Auïtou, situées à Rosiers-d’Égletons (Corrèze), utilisent désormais l’énergie solaire pour satisfaire une partie de leurs besoins en chaleur. La centrale solaire thermique conçue par le Français Newheat complète le mix énergétique de l’exploitation, composé de récupération de chaleur fatale et de gaz propane.

Le maraîchage sous serre chauffée est en pleine mutation : entre flambée des coûts énergétiques, impératif de souveraineté alimentaire et changement climatique, la chaleur renouvelable devient un sujet stratégique. Avec la mise en service d’une centrale solaire thermique conçue par la start-up bordelaise Newheat, l’exploitation Les Tomates d’Auïtou, l’une des plus grandes serres chauffées de France, devrait réduire sa dépendance au gaz fossile.

Le solaire pour effacer le gaz fossile

La centrale d’une puissance de 5,6 MWc thermiques déploie 7091 m² de capteurs thermiques installés sur des remblais. Elle est associée à un réservoir d’eau de 1500 m³ faisant office de batterie thermique. Selon Newheat, il s’agirait de la plus puissante centrale solaire thermique dédiée à l’agriculture en France. Elle doit produire 5 400 MWh de chaleur utile chaque année, soit 14 % des besoins du site, et éviter le rejet de 28 000 tonnes de CO₂ sur 20 ans.

Pour chauffer les quelque 40 000 plants de tomates, les méga serres utilisent déjà la chaleur fatale de l’incinérateur de déchets ménagers situé à proximité immédiate. Une énergie qui n’était pas valorisée avant l’installation polémique de cette immense exploitation agricole en 2013. Le site utilise également du gaz propane en complément. Avec la nouvelle centrale solaire thermique, l’exploitation doit réduire à 2 % la part du gaz fossile dans ses besoins en énergie thermique.

Le projet, d’un montant de 3,9 millions d’euros, a été subventionné à hauteur de 1,9 million d’euros par l’Ademe, dans le cadre de l’appel à projets « grandes installations solaires thermiques » du Fonds Chaleur.

Des avantages économiques

Au-delà de la réduction d’empreinte carbone, le projet s’inscrit dans une logique de performance agricole. L’exploitation attend une hausse des rendements — historiquement de 40 kg/m² — pouvant atteindre 45 à 50 kg/m² grâce à une gestion thermique plus fine et plus régulière. La chaleur solaire, stockage compris, permettrait de stabiliser les consignes en hiver et en mi-saison pour éviter les chocs thermiques.

L’effacement du propane est aussi un levier économique majeur. Finies les variations du marché international : la chaleur solaire assurerait une visibilité budgétaire importante. Cette maîtrise énergétique renforcerait la compétitivité de la filière française face aux importations. Cette centrale s’intègre dans une démarche plus large de l’exploitation : autonomie totale en eau grâce à la récupération des pluies, 71 % d’autonomie électrique via le photovoltaïque, culture hors-sol et labellisation Zéro Résidu de Pesticides.

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Issue du géant pétrolier Schlumberger (devenu SLB), Celsius Energy a breveté sa technologie de forages inclinés « en étoile » pour limiter l’emprise foncière des projets géothermiques.

Depuis sa création en 2019 par trois intrapreneurs, Celsius Energy, issue du géant pétrolier SLB, mise sur le système PAC géothermique. Sa solution repose sur trois briques : un échangeur géothermique fermé, une pompe à chaleur et un pilotage numérique intelligent. « Notre ambition est de rendre la géoénergie aussi accessible qu’une chaudière à gaz », plaide Joséphine Charpentier, directrice du développement.

Si Celsius Energy a pu industrialiser sa technologie, c’est parce qu’elle s’appuie sur le savoir-faire de SLB, sa maison mère pétrolière. La connaissance du sous sol pour le pétrole ou la géothermie peu profonde est similaire. « Nous avons transféré à la géothermie de surface les compétences de la filière pétrolière : caractérisation du sous-sol, modélisation 3D, gestion de forages complexes et approche industrielle », explique Mme. Charpentier.

Le forage en étoile, innovation de l’entreprise

La principale technologie portée par Celsius Energy réside dans son système breveté de forages inclinés « en étoile ». Concrètement, au lieu d’implanter des sondes verticales espacées tous les dix mètres, l’entreprise fore depuis un point central plusieurs forages inclinés (jusqu’à vingt par installation) qui se déploient en éventail sous terre. Cette disposition permet des échanges thermiques en réduisant les conflits entre les calories injectées dans le sol et celles puisées.

Résultat : l’emprise au sol est réduite à une vingtaine de mètres carrés (soit l’équivalent de deux places de parking) contre plusieurs centaines pour un champ vertical classique. Cette architecture permet d’intervenir même dans des zones denses ou bâties : Celsius peut forer au pied d’un immeuble existant et passer sous ses fondations.

Économique à l’usage mais très coûteux à l’achat

Celsius a développé ses propres logiciels de modélisation et, depuis le rachat d’Auvergne Forage en 2022, maîtrise aussi la réalisation des forages. « Nous avons internalisé tout le cycle – conception, forage et pilotage – pour optimiser le nombre de sondes et donc le coût global », explique sa directrice développement.

Une approche qui réduit de 10 à 15 % les besoins en sondes, c’est ce qui coûte cher, donc le CAPEX (dépenses d’investissement en opposition à l’OPEX, charges d’exploitation) diminue, analyse-t-elle. « Le CAPEX est le principal frein à la géothermie » tellement il est élevé par rapport aux dépenses d’OPEX. C’est pourquoi, en mégawattheures produits, la PAC géothermique est compétitive mais l’investissement initial est colossal, explique-t-elle.

Le client dédommagé si les économies d’énergie promises ne sont pas obtenues

Celsius Energy préfère donc raisonner en mégawattheures produits, garantissant ainsi un coût du mégawattheure compétitif à ses clients. Un contrat-performance lie l’entreprise à son client en « garantissant la performance énergétique de l’installation : si un bâtiment consomme plus que prévu, nous dédommageons le client. À l’inverse, s’il consomme moins, nous partageons les économies réalisées », explique Joséphine Charpentier.

L’entreprise mise aussi sur le couplage entre géothermie et solaire thermique : la chaleur captée sur les toits en été est réinjectée dans le sol pour l’hiver suivant. Le sous-sol devient alors une batterie thermique saisonnière, réduisant encore le nombre de sondes nécessaires. « Nos clients industriels veulent se protéger de la volatilité des prix de l’énergie : la géoénergie devient pour eux un véritable bouclier », conclut la directrice.

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