Sans maîtrise, la puissance n’est rien ; c’est valable aussi pour la production d’électricité éolienne. Total Énergies a décidé d’équiper l’un de ses parcs éoliens guadeloupéens d’une batterie de 8 MWh pour en contrôler la production, et ainsi mieux répondre aux besoins de l’île. Une solution qui devrait se démocratiser pour permettre aux territoires insulaires de décarboner leur mix électrique. 

Les sociétés Entech et Total Énergies viennent de convenir d’un partenariat pour la mise en place d’une BESS de 8 MW de puissance et 8 MWh de capacité, associée à un parc éolien existant composé de 10 turbines. Entech devrait se charger de la livraison et de la pose des batteries ainsi que de tout le système de conversion d’énergie.

Cet ajout devrait permettre à Total Énergies de gérer plus intelligemment la production électrique du parc éolien concerné. Il semblerait qu’il s’agisse du parc du Petit Canal, mis en service en 2000. À l’époque, il était composé de 32 éoliennes de faibles capacités qui avaient la particularité de pouvoir être couchées lors des épisodes cycloniques. Les éoliennes ont finalement été remplacées en 2019 par 10 éoliennes pour une puissance totale de 9 MW (contre 7,04 MW auparavant).

Le stockage d’énergie, facteur clé de la transition énergétique insulaire

À l’heure actuelle, l’énergie éolienne ne représente que 5,7% d’un mix électrique largement dominé par les énergies fossiles. Les énergies renouvelables affichent un fort potentiel dans les DOM, en particulier en Guadeloupe avec des conditions de vent et d’ensoleillement avantageuses. Néanmoins, l’absence d’interconnexion avec d’autres pays ou d’autres territoires environnants impose des contraintes techniques importantes sur la gestion de la production d’électricité. Dans ce contexte, le caractère intermittent de la production éolienne apparaît peu adapté, quand la production de la centrale Diesel de Jarry, d’une puissance de 200 MW, est totalement pilotable.

L’installation de systèmes de stockage pourrait néanmoins changer la donne et permettre une décarbonation massive de la production électrique tout en permettant le pilotage des énergies renouvelables. Outre cette nouvelle batterie de 8 MWh, d’autres îles françaises ont fait ce pari comme la Martinique avec le système Madinina Storage et ses 12 MWh ou la Nouvelle-Calédonie, où la construction d’une batterie de 50 MW de puissance et 200 MWh de capacité est en cours.

L’article La Guadeloupe va se doter d’un parc éolien hybride est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les coûts du nucléaire donnent le vertige. Surtout lorsque l’on constate la différence entre les coûts annoncés et les coûts effectifs. Ce n’était pourtant pas le cas il y a une cinquantaine d’année. Pourrait-on retrouver aujourd’hui des coûts aussi bas que par le passé ? La Chine nous montre peut-être la voie.

L’énergie nucléaire sera « si peu chère qu’on ne pourra la compter ». L’eau a coulé sous les ponts depuis que Lewis Strauss, président de l’Atomic Energy Commission américaine, a prononcé cette phrase, en 1954*. Car, depuis, c’est tout le contraire que l’on a observé. Un accroissement des coûts, un accroissement de la complexité, un accroissement des délais. Sans retour en arrière avéré. De sorte que l’on parle plutôt aujourd’hui de « malédiction des coûts du nucléaire ».

Pourtant, de nombreux pays se dotent de programmes de construction de nouveaux réacteurs nucléaires. Notamment en Occident, et au premier titre les États-Unis et la France. Autre exemple : l’Italie, qui envisage de revenir sur son moratoire. Même en Allemagne, le chancelier Friedrich Merz admet que la sortie du nucléaire serait une « erreur stratégique ».

L’explosion des coûts du nouveau nucléaire

Mais ces programmes ambitieux se heurtent pourtant à un mur : l’incroyable explosion des coûts de construction du nouveau nucléaire. En fin d’année dernière, nous apprenions par exemple que les 6 nouveaux EPR2 prévus en France pourraient coûter 73 milliards d’euros.

Ce « mur des coûts » est mis en évidence par une étude récente de chercheurs américains, publié dans la revue Nature. Cette étyde nous indique que les coûts initiaux, dans les années 1970, étaient de l’ordre de 1-2 $/W (en dollars actualisés en 2020). Puis ils ont grimpé à 4-10 $/W à la fin des années 1980 – en particulier après les accidents de Three Mile Island (1979) et de Tchernobyl (1986). Les derniers projets se sont avérés particulièrement coûteux : 15 $/W pour les deux nouveaux réacteurs de la centrale américaine de Vogtle, et 10 $/W pour le réacteur de Flamanville-3 en France.

Évolution du coût de construction des centrales nucléaires aux États-Unis, en France et en Chine / Image : Roosevelt Institute

En ce qui concerne les nouvelles constructions américaines, les auteurs pointent en particulier l’effet d’une importante instabilité de la réglementation et de la politique énergétique. Ils indiquent également que la hausse des coûts de personnel seraient prédominants dans la hausse de la facture. Ces derniers seraient liés en particulier à un mauvais usage des ressources humaines : les chantiers ont en effet souvent été arrêtés du fait de matériel manquant, ou de conflits de planification – autrement dit, pendant une part importante de son temps, le personnel aurait été dans l’incapacité de travailler.

L’exception chinoise

Un pays semble toutefois être une exception : la Chine. Dans ce pays, les coûts de construction de nouveaux réacteurs sont restés stables, voire ont diminué. Les coûts seraient restés de l’ordre de 2 $/W, en tout cas nettement inférieurs à 4 $/W. Et les chercheurs pensent avoir identifié les raisons principales d’une telle performance. La première résiderait dans la stabilité de la réglementation et de la politique énergétique – au contraire des programmes occidentaux, donc.

Ils pointent également un facteur important, qui aurait joué en Chine : l’internalisation progressive de la chaîne d’approvisionnement. En effet, les constructeurs de centrales chinois auraient progressivement privilégié une production domestique des composants, impliquant une augmentation progressive de l’expérience du personnel, et des économies d’échelle sur l’ensemble de la chaîne.

Peut-on s’inspirer de la Chine ?

Un point d’intérêt également : les auteurs notent que la courbe d’apprentissage est différente pour le nucléaire, par rapport aux moyens de production renouvelables (éolien et solaire). Il semble que l’effet de série soit moins important pour le nucléaire que pour ces autres sources d’énergie. Pour préciser : ils indiquent que les gains d’une production en série seraient significatifs sur les premiers exemplaires, mais que ces gains s’atténueraient plus vite pour les constructions suivantes.

L’organisation chinoise serait-elle à imiter ? Il y a sans doute des choses à apprendre. Les auteurs recommandent ainsi de stabiliser la politique énergétique et la réglementation, de façon à permettre l’effet de série et d’éviter l’escalade des coûts, ainsi que de mettre en place une chaîne d’approvisionnement stable et locale.

* À noter que le contexte de cette phrase, et notamment son lien avec l’énergie nucléaire, fait l’objet de débats ; ces derniers sont résumés par la NRC américaine (en anglais).

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La filière des énergies renouvelables électriques en France est en crise. Après des années de croissance, de soutien public constant, la filière ne pensait pas vivre des plans sociaux, gels d’embauches et faillites.

La crise solaire de 2013 n’a guère laissé ses empreintes dans les politiques publiques. En Europe, premier marché mondial pour les panneaux photovoltaïques, la baisse des tarifs de rachat de l’électricité solaire décidée par les gouvernements avait fait plonger la demande.

Aujourd’hui, c’est une demande en électricité stagnante qui fait plonger la filière renouvelable, sans objectifs.

Les ENR, c’est 40 000 emplois. Lorsque le moratoire photovoltaïque avait été décrété, 25 à 30 % des emplois avaient été supprimés. Le choc pourrait être similaire si rien ne change aujourd’hui.

Une avalanche de nouvelles inquiétantes

La crise touche actuellement toutes les tailles d’entreprise. Greenunivers, dans une enquête passionnante, a recensé les mouvements d’effectifs dans différentes entreprises ENR. Boralex France a lancé un plan de sauvegarde de l’emploi, RWE réduit ses équipes offshore et Okwind annoncé un plan social.

Chez EDF Power Solutions, les recrutements sont gelés et plusieurs dizaines de contrats ne sont pas renouvelés. Chez TotalEnergies Renouvelables et Engie Green, des départs sont non remplacés.

Chez les PME, même situation critique. Elements pourrait perdre un quart à un tiers de ses effectifs et Voltalia a réduit les équipes de sa filiale « Maison Solaire ».

Des TPE comme Beem Energy et Vergnet ont ouvert des procédures judiciaires et plusieurs installateurs photovoltaïques ont fermé. Le segment des petites toitures solaires, très sensible aux baisses tarifaires, est loin d’être épargné.

Les profils de développement de projets (chefs de projet, chargés d’études environnementales, agent en charge de trouver le foncier) sont les plus exposés : 15 à 25 % de ces postes seraient menacés.

Pas de PPE, disparition de la filière craignent les syndicats

Les causes sont connues : retard de publication de la PPE, absence d’appels d’offres pour 2026, baisse des tarifs et incertitude politique. Les appels d’offres sont bloqués et le gouvernement laisse toujours planer le doute sur la date de publication de la PPE. Une mission Lévy-Thuot pour « repenser le soutien public aux énergies renouvelables et au stockage d’électricité », un plan pour relancer la demande en électricité, autant de moyens de temporiser employés par le gouvernement.

Selon l’avocat Arnaud Gossement sur Linkedin, la filière subit une « casse politique, industrielle et sociale ». Le SER, Enerplan et autres syndicats se mobilisent. Roland Lescure, ministre de l’économie, cherche à rassurer quant à la sortie de la PPE.

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Dans le secteur des terres rares, ça commence à bouger en France. C’est en effet dans le bassin de Lacq, à proximité de Pau, que se mettent en place des filières industrielles d’ampleur. Elles sont destinées à produire et à recycler ces matériaux stratégiques.

Les terres rares sont indispensables pour l’industrie moderne, et notamment dans le secteur de la transition énergétique. Elles sont en effet utilisées pour les aimants permanents des moteurs et des générateurs électriques, mais également dans d’autres secteurs, comme l’électronique, ou encore la robotique. On conçoit ainsi toute l’importance de développer des filières locales, dans le contexte d’un secteur aujourd’hui très largement dominé par la Chine.

En la matière, c’est la startup lyonnaise Carester qui a donné le coup d’envoi au travers du projet Caremag. Cette installation permettra de recycler chaque année 2000 tonnes d’aimants permanents. Elle produira ainsi 800 tonnes de terres rares, du néodyme et du praséodyme, sous forme d’oxydes. Le lancement de l’usine est prévu pour 2027.

Caremag pourra également raffiner des concentrés miniers, à hauteur de 5000 tonnes. Cette opération permettra de produire 600 tonnes de terres rares, cette fois le dysprosium et le terbium, toujours sous forme d’oxydes. Et cette production est loin d’être anecdotique, puisqu’elle représenterait alors 15 % de la production mondiale.

Une nouvelle capacité pour produire des aimants

C’est très récemment qu’a été annoncé un nouveau projet à proximité. Il s’agit d’une installation dite de métallisation des terres rares. Cette opération permettra de transformer les oxydes de terres rares, comme ceux produits par Caremag, sous une forme métallique. Laquelle permettra de les utiliser pour la production d’aimants permanents. La proximité des deux usines fait ainsi tout à fait sens.

Le lancement du projet a permis à Frédéric Carencotte, PDG de Carester, de déclarer à l’AFP, lors du sommet Choose France : « C’est bien que ces deux métiers soient proches l’un de l’autre, pour essayer de monter quelque chose que l’on pourrait appeler la vallée des aimants, comme on parle de vallée de la batterie à Dunkerque. »

L’installation aura une capacité de 3750 tonnes, et permettra de compléter une chaîne d’approvisionnement locale pour ces terres rares. Une filière indépendante de la Chine, dont la domination est aujourd’hui écrasante. Un bémol toutefois : l’usine sera construite et exploitée par la société Less Common Metals (LCM) Europe, une filiale de l’américain USA Rare Earth.

Tombons-nous de Charybde en Scylla ? Bien difficile à dire. La souveraineté en matière de matériaux stratégiques n’a rien d’un fleuve tranquille.

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Même si le chiffre d’affaires de Lhyfe progresse en 2025, proche de 10 millions d’euros, le producteur d’hydrogène vert prépare une réduction massive de ses effectifs, symptôme des difficultés structurelles du secteur, révèle La Tribune.

La trajectoire de Lhyfe montre les contradictions économiques de la filière de l’hydrogène vert. En 2025, l’entreprise nantaise a presque doublé son chiffre d’affaires, proche des 10 millions d’euros. L’entreprise communique plus sur sa performance financière que sur la suppression d‘emplois à venir.

Selon les informations de La Tribune, la start-up prévoit de supprimer près de la moitié de ses effectifs, soit une centaine de postes sur les 196 salariés. Le projet, annoncé aux équipes fin 2025, concernerait l’ensemble des métiers et plusieurs pays européens. Contactée par La Tribune, la direction confirme l’existence d’une procédure en cours sans en valider les ordres de grandeur.

L’H2 peine à trouver son marché

Lhyfe fait face à un contexte économique morose pour la filière. Son premier appel d’offres vient à peine d’être publié. Elle a bâti son développement sur la production d’hydrogène par électrolyse, à partir d’électricité renouvelable.

Trois sites sont aujourd’hui en service en France mais les débouchés tardent à se structurer. La Cour des comptes étrillait la stratégie française centrée sur les mobilités.

Et ce pari de la mobilité hydrogène n’a pas tenu ses promesses. Bus, poids lourds et utilitaires peinent (encore ?) à trouver leur marché. Le prix de l’hydrogène vert reste élevé, entre 10 et 20 euros le kilogramme. À titre de comparaison, l’hydrogène d’origine fossile s’achète à moins de 2 euros. En parallèle, les technologies de batteries électriques progressent rapidement, réduisant l’intérêt économique de l’hydrogène pour certains usages.

Lhyfe est contrainte d’abandonner plusieurs projets ou de les reporter, faute de clients ou de soutiens publics suffisants. L’entreprise entend désormais cibler prioritairement les usages industriels et les raffineries et d’autres marchés européens comme l’Allemagne et les pays scandinaves.

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Un géant chinois des équipements éoliens s’est lancé dans le stockage énergétique par pompage-turbinage, mais pas comme on le connaît : son système se déploie au fond d’un lac, à des dizaines de mètres de profondeur.

China Dongfang Electric Corporation a développé une sphère géante immergée capable de stocker de l’électricité. Inspirée des stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP), cette technologie se distingue par un détail majeur : tout se passe sous l’eau.

Concrètement, le système fonctionne en deux phases. Lorsqu’il y a un surplus d’électricité, une pompe intégrée expulse l’eau contenue dans la sphère vers l’extérieur. L’intérieur de la cuve passe alors en basse pression, voire en quasi vide. Lors de la phase de décharge, une vanne s’ouvre et l’eau extérieure, poussée par la pression hydrostatique, revient dans la sphère. Ce flux entraîne une turbine reliée à un générateur, produisant ainsi de l’électricité.

Le projet est encore très loin du déploiement à grande échelle, mais il vient de franchir une étape importante : les premiers essais en conditions réelles se sont révélés concluants, a annoncé l’entreprise.

Des essais réussis

Les essais ont eu lieu du 2 au 11 janvier dans un lac de la province du Fujian. Baptisé « Dongchu n° 1 », le prototype a été immergé à 65 mètres de profondeur et exploité en continu pendant dix jours. Plus de 100 cycles de charge et de décharge ont été réalisés, permettant de valider la résistance mécanique de la sphère, la stabilité de la pression interne et la fiabilité du passage entre pompage et production électrique en conditions réelles.

Après cette réussite, Dongfang peut désormais envisager d’augmenter la puissance du système. Le prototype actuel fonctionne à l’échelle du kilowatt, l’entreprise n’ayant pas précisé ses dimensions ni sa capacité exacte. À terme, l’objectif est de déployer des unités modulaires à l’échelle du mégawatt, capables de fonctionner à des profondeurs plus importantes. Cette technologie vise principalement les parcs éoliens offshore, les micro-réseaux insulaires et les zones côtières dépourvues de relief nécessaire aux STEP classiques.

Un projet en dehors de la Chine

La Chine n’est pas le seul pays à tester cette approche de sphères immergées. En Europe, l’institut allemand Fraunhofer IEE a développé le projet « Stored Energy in the Sea », adapté à plusieurs centaines de mètres de profondeur, avec une capacité de stockage estimée à 400 kWh. Des essais ont déjà eu lieu dans le lac de Constance, et un projet pilote est prévu cette année près de Long Beach, en Californie.

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Des dizaines de milliers de panneaux solaires sont en cours d’installation sur le vaste toit du bâtiment Omega, situé à Dourges (Nord). Cette installation qui développera une puissance de 18 MWc détiendra du record de la plus grande centrale photovoltaïque en toiture de France et d’Europe.

Occupé par PepsiCo, le bâtiment Omega est un site logistique géant qui s’étend sur 128 568 m². Depuis octobre 2025, une fourmilière s’active sur son toit, afin de déployer une centrale solaire de 18,01 mégawatts crête (MWc). La production est estimée à 17 gigawattheures (GWh) annuels, dont 1 GWh sera réservé à l’autoconsommation, le reste étant vendu au réseau dans le cadre d’un appel d’offres de la Commission de régulation de l’énergie.

Si la loi imposait un équipement minimum de 30 % de sa surface en panneaux photovoltaïques, les acteurs du projet ont choisi d’aller bien au-delà. La toiture supportera ainsi 38 628 panneaux photovoltaïques de 465 Wc chacun fournis par le chinois Jinko Solar. À sa mise en service qui devrait intervenir au cours du premier semestre 2026, il s’agira de la centrale solaire en toiture unique la plus puissante d’Europe et donc de France. Du financement à la construction en passant par l’exploitation, l’ensemble du projet est géré par le producteur montpelliérain Urbasolar, qui détient un bail de 30 ans sur l’installation.

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Qui pourra sauver le photovoltaïque français ? Conséquence des baisses de subventions de 2025 et de l’absence de PPE3, le secteur se retrouve plus que jamais plongé dans le brouillard, et le nombre de nouvelles installations fond comme neige au soleil.

Le retard de publication de la Programmation pluriannuelle de l’énergie 3 (PPE3) continue de faire des dégâts, en particulier dans le secteur du photovoltaïque. La filière affiche une bonne santé apparente, avec  40 000 emplois directs et un chiffre d’affaires de 15 milliards d’euros en 2025, mais de nombreuses entreprises finissent par baisser les bras. Dans le Bas-Rhin, à l’occasion du forum « Cap à l’Est », les professionnels du secteur ont dénoncé l’inaction gouvernementale, ainsi que la baisse massive des subventions en 2025.

Entre 2024 et 2025, les exemples de fermeture d’usines ne manquent pas : Photowatt en janvier 2025, l’usine Systovi en mars 2025 ou encore celle du groupe OKWIND il y a seulement quelques mois.

Une dynamique brisée

En réalité, ce sont principalement les petites installations, notamment pour particuliers qui sont touchées. On a assisté, en 2025 à un record d’installation en termes de puissance. En revanche, il en est autrement concernant le nombre d’installations. Le nombre de nouvelles installations a fortement augmenté à partir de 2023 en comptant 157 000 nouvelles installations sur les 3 premiers trimestres de l’année. Ce nombre d’installations avait même atteint 199 000 sur les 3 premiers trimestres de 2024. Mais sur l’année qui vient de s’écouler, le soufflet est retombé, et on a comptabilisé seulement 155 000 nouvelles installations.

La baisse des aides gouvernementales et l’absence de visibilité à long terme ont donc clairement refroidi les particuliers, ce qui a conduit à cette baisse de près de 22%. Si rien n’est fait, cette dynamique pourrait se renforcer. Étant donné que le prix de rachat de l’électricité a drastiquement chuté, les installations pour particuliers doivent désormais être plus complexes pour être rentables, en intégrant un système de stockage. Or, si le prix des panneaux est plus bas que jamais, l’ajout de batteries vient augmenter le montant d’investissement initial, rendant moins accessible de telles installations.

De nouvelles méthodes de financement

Pour faire face à cette situation, certaines entreprises ont tout de même trouvé la parade, en proposant des systèmes de location longue durée. C’est le cas pour SunLib, qui propose des panneaux solaires en location, mais également Ensol qui offre ces services pour des panneaux mais également pour des batteries. Enfin, dans un futur proche, on pourrait retrouver des offres de fourniture d’électricité 100% renouvelables, dont le prix au kWh fluctue en direct selon le marché de gros. Ce type de contrat permettrait aux personnes ne pouvant pas avoir d’installation photovoltaïque de profiter des mêmes inconvénients, mais surtout des mêmes avantages avec des tarifs plus faibles quand le soleil est à son zénith.

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Souvent utilisée comme joker dans les scénarios de décarbonation, la biomasse nécessite pourtant une prise en compte particulièrement cohérente pour ne pas être contreproductive. À quelques semaines d’une éventuelle publication de la PPE3, il est plus que jamais temps d’aligner les capacités françaises de production de biomasse avec les objectifs de production d’énergie à partir de cette dernière. 

La biomasse apparaît comme un facteur clé de la transition énergétique. À l’heure actuelle, elle représente 10% de l’énergie finale consommée en France, soit entre 150 et 170 TWh par an. D’ici 2050, ce chiffre pourrait atteindre 300 TWh/an notamment avec la hausse du biométhane.

Le recours aux biocarburants issus de la biomasse est souvent cité comme la solution clé pour toutes les domaines dans lesquels l’électrification ou le recours à l’hydrogène ne serait pas possible. On pense par exemple à une partie du secteur aérien et, dans une moindre mesure, à certains moyens de transports terrestres. Dans ce contexte, la PPE3 qui est en cours d’élaboration fixe un objectif cible de 44 TWh/an de biométhane en 2030 puis 80 TWh/an en 2035, la production actuelle étant de 12 TWh/an.

Comme le pointe du doigt François Beline, directeur de recherche à L’Inrae, dans un article publié sur le site The Conversation, ces objectifs ne sont pas directement corrélés aux capacités réelles de production de biomasse de la France. D’ailleurs, ces capacités ont été plusieurs fois revues à la baisse ces dernières années. Alors que la SNBC 2 (Stratégie nationale bas carbone), publiée en 2020, évoquait 370 TWh/an, ce chiffre est tombé à 250 TWh/an dans un rapport de 2025 présenté par les académies d’agriculture et des technologies.

Des flux de biomasse complexes

La France produit chaque année 245 millions de tonnes de matière sèche (MtMS) pour des usages directs et indirects. Dans ce volume, on retrouve la biomasse mobilisée pour l’alimentation humaine, pour l’alimentation animale mais également celle qui retourne directement aux sols. Il peut s’agir de résidus de culture, de fourrage, etc. Enfin, les flux indirects sont constitués du lisier, des biodéchets, etc.

Dans ce volume total, 18 MtMS/an sont consacrés à la production d’énergie, dont la moitié provient de flux secondaires. Pour répondre aux besoins nouveaux de production énergétique, ces volumes devraient atteindre entre 30 et 60 MtMS/an, réclamant ainsi une modification de la répartition des volumes. C’est là que ça coince. Dans sa présentation, Fabrice Beline présente trois scénarios pour répondre à ces besoins nouveaux :

• Rediriger une partie de la biomasse qui retourne actuellement au sol. Néanmoins, cette biomasse est essentielle à la bonne santé des sols déjà malmenés par l’agriculture intensive. De plus, la mobilisation de cette biomasse entraînerait une baisse de la quantité de carbone stockée.
• Développer la pratique des cultures intermédiaires à vocation énergétique (CIVE). Cette technique consiste à faire pousser des cultures seulement pour produire de l’énergie entre deux cultures classiques. Néanmoins, elle demande non seulement plus de ressource, mais tend aussi à augmenter les risques de pollution de l’environnement direct.
• Rediriger une partie de la biomasse actuellement utilisée pour la nourriture animale. Si cette solution est envisageable, elle nécessite une modification en profondeur de nos habitudes alimentaires, en réduisant les cheptels et donc la consommation possible de produits animaux.

Un besoin urgent de cohérence

En reposant sur le vivant et son équilibre complexe, l’énergie issue de la biomasse nécessite une gestion toute particulière et une prise en compte de tous les aspects qui la composent. L’absence de cohérence globale entre production d’énergie issue de la biomasse et production de biomasse pourrait avoir des conséquences contre-productives. Par exemple, on pourrait assister à des importations massives de matières végétales destinées à la production d’énergie. Or, ce type de mécanismes, que l’on peut retrouver avec la centrale de Gardanne, a de nombreuses limites. Il nécessite de l’énergie fossile, notamment pour le transport de ces matières. Mais il souligne aussi des besoins supérieurs aux capacités de la biomasse sur un territoire donné, et donc un non-respect du circuit court du carbone.

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C’est l’une des marques de batteries résidentielles parmi les plus vendues en Europe. Avec ses systèmes de stockage plug & play, Zendure permet à certains propriétaires de centrales solaires d’optimiser leur autoconsommation. Bientôt, ses clients européens pourront également choisir le fabricant chinois comme fournisseur d’électricité, avec une offre à tarif dynamique.

La tarification dynamique de l’électricité est méconnue en France, mais elle devient populaire chez nos voisins allemands, belges et hollandais. Le principe est simple : payer le kilowattheure en fonction des prix de l’électricité sur les marchés, qui évolue toutes les 15 minutes à une heure. Un type d’offres à double tranchant, loin de faire l’unanimité chez les consommateurs.

Certaines périodes peuvent être très intéressantes, avec de l’électricité presque gratuite, et d’autres assez anxiogènes, où le kilowattheure peut atteindre des montants stratosphériques. Ce genre de contrat n’offre aucune sécurité sur les évolutions du prix de l’électricité et il peut suffire d’une crise, comme en 2022, pour générer des prix extrêmement élevés pendant plusieurs mois. Toutefois, la période actuelle est favorable aux prix bas.

Recharger quand l’électricité est bon marché, décharger lorsqu’elle est chère

Les foyers équipés d’une batterie de grande capacité sont un peu plus protégés des périodes de prix élevés, à condition qu’elles ne soient pas prolongées. En effet, si le tarif du kilowattheure enfle pendant quelques heures, la batterie peut prendre le relais si cette dernière a été correctement dimensionnée. Elle stocke l’électricité lorsque les prix sont bas, et se décharge lorsqu’ils sont élevés. Logiquement, Zendure a donc saisi l’opportunité d’entrer sur ce petit marché. À l’occasion de sa conférence annuelle, le fabricant basé à Shenzhen (Chine) a annoncé qu’il proposera prochainement une offre à tarification dynamique baptisée « Zenwave » en Europe.

Zendure se targue d’être « la première marque sur le marché du stockage solaire plug and play à concevoir et proposer des batteries, un logiciel et un service de fourniture d’énergie au sein d’un même écosystème ». L’Allemagne sera le premier pays à bénéficier de l’offre, à une date qui n’a pas encore été précisée, avant les Pays-Bas. La France est sur la liste, mais la présence de tarifs réglementés et globalement de prix du kilowattheure moins élevés chez nous rendrait l’offre plus difficile à implanter. La marque n’a pas communiqué davantage de détails sur son offre.

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Après des années de baisse, les prix des panneaux solaires montent et leur hausse pourrait s’accélérer en 2026.

Les matières premières flambent. Ce n’est pas une bonne nouvelle pour le prix des panneaux solaires. L’argent monte en flèche. Sa part dans le coût de production a explosé en deux ans. Les industriels tentent de réduire les quantités utilisées mais ses propriétés le rendent indispensable. Sans succès suffisant. Les hausses sont désormais répercutées sur les prix de vente.

La situation fragilise un secteur déjà sous tension. Les fabricants sortent de plusieurs années de guerre des prix. Les surcapacités, surtout en provenance de Chine, ont écrasé les marges des fournisseurs. Pour certains, augmenter les prix est une question de survie.

Fin des aides chinoises à l’export

La Chine accuse aussi le coup. Pékin mettra fin, le 1^er avril 2026, aux aides fiscales à l’exportation sur les panneaux solaires. Elle marque la fin d’une période de soutien massif à une industrie tournée vers l’export. Selon le grossiste PVXchange interrogé par GreenUnivers, les prix pourraient augmenter de 20 à 30 % sur certains segments.

Les usines chinoises accélèrent déjà les livraisons avant l’échéance. Puis les cadences devraient ralentir. L’offre pourrait se tendre rapidement.

La demande, elle, reste élevée. Les objectifs climatiques soutiennent le déploiement du solaire. Nous écrivions sur le record d’installation de panneaux en France, battu presque chaque année. L’électrification des usages, même si elle est lente, est en marche. Et la recherche d’indépendance énergétique renforce l’intérêt pour le photovoltaïque. Avec l’éolien, ils ont produit plus d’électricité que les fossiles.

Les alternatives technologiques existent. Certains industriels envisagent de remplacer l’argent par du cuivre. Mais les risques sont importants car cela impacte par exemple la durée de vie des panneaux et les garanties dépassent souvent vingt ans.

L’article Panneaux photovoltaïques : une explosion des prix est à prévoir ! est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Et si c’était ça, la solution pour rendre la production photovoltaïque accessible au plus grand nombre ? À l’instar du marché automobile qui se tourne massivement vers la location longue durée, cet installateur de panneaux solaire loue des batteries pour en faciliter l’accès au plus grand nombre.

La jeune startup française Ensol a peut-être trouvé la solution idéale, pour permettre aux particuliers de se lancer dans la production d’électricité solaire sans se ruiner. Jusqu’à présent, la revente de surplus d’électricité à EDF constituait la meilleure option économique, grâce à un tarif de revente plutôt généreux. Mais en mars 2025, ce tarif de rachat de l’électricité aux particulier est passé de 0,1269€/kWh à 0,04€/kWh. Cette baisse conséquente a eu pour conséquence de rendre l’autoconsommation totale plus avantageuse sur le long terme. En revanche, cette solution a un inconvénient de taille : elle rend l’investissement initial encore plus important, puisqu’il est nécessaire d’ajouter des batteries à son installation photovoltaïque, afin de stocker le surplus d’électricité pour le réutiliser plus tard dans la journée.

C’est là qu’Ensol intervient. L’entreprise propose désormais un système de location longue durée de systèmes de stockage d’électricité. Les tarifs sont déjà connus : il faut compter 30€/mois pour une batterie de 5 kWh, 45€/mois pour une batterie de 10 kWh et 60€/mois pour une batterie de 15 kWh. Le contrat est établi sur 15 ans, et le client peut en sortir à tout moment en rachetant la valeur résiduelle de sa batterie.

Suppression des aides : un modèle économique à réinventer

Le but de cette solution est simple : permettre aux particuliers de produire leur propre électricité décarbonée tout en contournant l’obstacle de l’investissement initial trop lourd. Grâce à cette solution, Ensol et ses futurs clients sont d’ailleurs moins impactés par les évolutions de réglementation qui ont récemment bouleversé le marché du photovoltaïque pour les particuliers. C’est d’autant plus important que l’année dernière, la prime à l’autoconsommation a également été fortement réduite, ce qui en théorie augmente encore plus le coût d’investissement initial. Ensol ne se contente pas de proposer ce mécanisme pour les batteries, mais le propose aussi pour les panneaux photovoltaïques, avec un mode de fonctionnement similaire à celui des batteries.

Preuve que cette stratégie séduit : le chiffre d’affaires de l’entreprise fondée en 2023 ne fait qu’augmenter. Alors que tout le secteur a subi de plein fouet l’absence de PPE3 et la baisse des aides financières, Ensol a même réalisé une levée de fonds de 14 millions d’euros au printemps 2025 pour poursuivre son développement. Pour le moment, l’entreprise s’étend sur toute la moitié sud du pays.

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Nous sommes en 2026, et toujours, les sciences physiques ont quelque chose à nous apprendre ! Et c’est à propos du lien entre l’électricité et le son que ces chercheurs d’Espagne, de Finlande et du Canada ont fait une découverte surprenante.

« Nous avons observé ce phénomène il y a plus d’un an, puis il nous a fallu des mois pour le maîtriser, et encore plus longtemps pour trouver une explication » déclare le Docteur Asier Marzo, de l’université publique de Navarre, à Pampelune en Espagne. Le phénomène en question ? L’influence d’ultrasons sur la trajectoire d’un arc électrique.

Les arcs électrique sont aujourd’hui largement utilisés, dans des domaines aussi divers que la soudure, l’alimentation de composants électroniques, pour la désinfection ou encore l’allumage de moteurs à combustion. Mais leur trajectoire est, en pratique, difficile à maîtriser. Pour ce faire, la technologie suivait jusque-là la piste des lasers, par la technique dite des « électrolasers ». Mais ces derniers étaient difficiles à contrôler – la synchronisation est alors cruciale – et pouvaient poser des problèmes de sécurité.

Jouer avec la densité de l’air

Mais un effort de recherche conjoint mené par des scientifiques d’Espagne, de Finlande et du Canada, a montré que les ultrasons permettaient de concentrer, voire de guider un arc électrique. Et leurs essais s’avèrent assez impressionnants : l’arc peut être concentré et transformé en ligne droite, une orientation particulière peut lui être donnée, puis alternée, et enfin il est possible de lui imposer des trajectoires courbes permettant d’éviter des obstacles.

Ce phénomène se produit du fait de l’échauffement de l’air produit par l’arc électrique. L’air ainsi chauffé se dilate et voit sa densité diminuer. Cet air chaud et peu dense est ensuite guidé par les ultrasons là où leur intensité est la plus forte – après tout, un son n’est-il pas une vibration de l’air ? L’arc électrique se dirige ensuite là où l’air est le moins dense, du fait d’une tension de claquage plus faible dans ces régions. Et, de proche en proche, l’arc est ainsi guidé.

Les applications sont nombreuses : alimentation sélective de différents circuits électroniques, sciences atmosphériques ou encore recherche en biologie et en médecine. Les chercheurs envisagent même un contrôle tactile d’un genre particulier, qui permettrait, pour les personnes aveugles, une lecture du Braille sans contact, en orientant alternativement de petits arcs électriques vers l’extrémité des doigts.

L’article de recherche, publié dans la revue Science Advances est disponible en source ouverte. Par ailleurs, le communiqué de presse de l’université d’Helsinki propose une très intéressante vidéo du phénomène.

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Dans un monde en pleine tourmente, l’Europe fait front commun et vient confirmer sa stratégie pour faire de la mer du Nord le plus grand parc éolien offshore au monde. Objectif : 300 GW d’ici 2050. 

Berceau de l’éolien offshore, en ayant compté parmi les premières éoliennes en mer dès les années 90, la mer du Nord compte aujourd’hui pas moins de 6000 turbines tournant au gré du vent. Et cela pourrait n’être que le début. Lors de la troisième édition du Sommet de la mer du Nord, 9 États européens ont déclaré viser l’installation de 100 GW de parcs éoliens via des projets conjoints. Cette annonce s’est concrétisée avec la signature de la « Déclaration de Hambourg » par les 9 pays. Ces projets hybrides seront raccordés à plusieurs pays ou à d’autres parcs transfrontaliers.

Dans le même temps, les pays européens ont réaffirmé l’objectif déjà fixé lors de la précédente édition, de déployer 300 GW d’éolien en mer d’ici 2050, et de faire de la mer du Nord « le principal pôle de l’énergie propre au monde ». Pour atteindre une telle puissance, une cadence de 15 GW installés par an a été évoquée entre 2031 et 2040. Pour répondre à ces objectifs, des investissements de l’ordre de 10 milliards d’euros de la part des industriels ont été évoqués.

Enfin un sursaut de l’Europe ?

Pour éviter de potentiels nouveaux échecs lors de appels d’offres, chaque projet devra faire l’objet d’un Contract for Difference bilatéral. Cette uniformisation du modèle économique devrait donner plus de visibilité à une filière en demande de stabilité. Qui dit production d’énergie dit infrastructures stratégiques. Le Sommet de la mer du Nord a également évoqué la sécurité de cette mer située au cœur de l’Europe. Les différents pays signataires de la Déclaration de Hambourg ont ainsi souligné l’importance pour l’industrie de développer de détection et de surveillance de potentielles menaces. L’OTAN était également présent lors du Sommet.

Le monde subit actuellement des tensions extrêmes dans lesquelles l’énergie joue un rôle stratégique. Alors que les États-Unis bousculent sévèrement le secteur de l’éolien et plus globalement des énergies renouvelables, la Chine inonde le monde de ses technologies et de son savoir-faire en la matière. Entre les deux, l’Europe paraissait en retard, subissant notamment la grande instabilité du secteur de l’éolien. Cette déclaration conjointe, associée à une prise de position forte concernant le Groenland, pourrait constituer l’étincelle d’un sursaut européen plus que nécessaire, notamment pour tout ce qui touche à la transition énergétique.

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Sur le papier, l’Afrique dispose d’un potentiel élevé pour le développement de l’hydrogène vert. Dans la réalité, cependant, les conditions du continent restent encore très loin de favoriser l’essor de cette nouvelle filière.

En matière d’hydrogène vert, il semblerait que l’Afrique veut courir avant d’apprendre à marcher. C’est en tout cas le constat effectué par le Conseil des industries de l’énergie (EIC) dans un récent rapport. Malgré les ambitions élevées du continent, la réalité industrielle reste extrêmement limitée. En effet, si les capacités de production annoncées atteignent environ 38 GW, dans les faits, seulement 17 MW sont aujourd’hui réellement en exploitation.

À ce jour, seuls deux projets en Namibie ont été mis en service, tandis que 76 autres, majoritairement situés en Égypte, au Maroc et en Afrique du Sud, restent pour la plupart au stade d’études préliminaires ou d’annonces politiques. Face à cet immense fossé entre ambitions et réalité, l’EIC préconise de ralentir le rythme des grands projets d’hydrogène vert. « Il faut arrêter de se lancer dans des mégaprojets », conclut le rapport.

Une filière qui risque de stagner

Selon l’EIC, le développement de l’hydrogène vert en Afrique pourrait rester bloqué si le continent continue à viser directement des projets d’exportation massifs sans avoir posé les bases nécessaires sur place. En effet, bon nombre des centrales prévues sont destinées à alimenter de grands marchés étrangers, en Europe et en Asie.

L’organisme recommande ainsi de changer de priorité en développant d’abord une consommation locale de l’hydrogène vert. Cela passe notamment par des usages concrets et existants. Ces marchés locaux, même de petite taille, permettent de créer une demande stable et crédible. Le rapport insiste surtout sur la nécessité d’un développement progressif. L’idée est de commencer par des projets de taille raisonnable, capables de démontrer leur viabilité technique et économique, avant de monter en puissance. Ce n’est qu’une fois ces premières étapes franchies que l’exportation à grande échelle devient envisageable et plus réaliste.

Encore des obstacles difficiles à franchir

L’Afrique possède des atouts pour développer l’hydrogène vert, comme l’abondance des ressources solaire et éolienne, ainsi que la proximité avec l’Europe. Pourtant, plusieurs obstacles freinent le développement de la filière. Les réseaux électriques risquent d’être faibles et insuffisants, et la concurrence avec la consommation locale peut être forte, surtout dans les pays où la production nationale est déjà limitée.

Par ailleurs, les capacités portuaires sont limitées et peu adaptées au transport d’hydrogène. Et même les projets de gazoducs transcontinentaux ne pourront se concrétiser que si les premières phases sont commercialement viables et si des mécanismes de financement solides sont en place. Sans ces garanties, ces infrastructures ne deviendront jamais des projets réels.

Sans oublier que l’accès à l’eau est souvent difficile en Afrique. Le recours au dessalement peut être possible, mais cela augmenterait les coûts, la complexité des projets et les besoins énergétiques. À cela s’ajoute un gros problème financier : l’absence de contrats d’achat fermes sur le long terme, indispensables pour sécuriser les investissements.

Pour toutes ces raisons, le rapport recommande que l’Afrique commence par des plus petits projets avant de viser des ambitions à grande échelle.

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Dans un monde où le secteur des batteries est très largement dominé par l’Asie, il existe des réussites technologiques qui nous montrent qu’il ne s’agit pas d’une fatalité. En l’occurrence, deux sociétés viennent de communiquer sur la réussite de l’intégration de batteries innovantes au sein de cartes électroniques. Et le tout, en France.

En 2023, l’Union européenne adopte des mesures strictes au sujet du cycle de vie des batteries (Règlement (UE) 2023/1542). En ligne de mire : des standards environnementaux plus avancés, notamment en ce concerne leur recyclage et leur durée de vie. Problème : les piles boutons non rechargeables verraient leur utilisation limitée. Or, elles sont beaucoup utilisées en électronique.

Pour ITEN c’est une opportunité. La société s’appuie sur douze ans de R&D pour proposer une solution de batteries rechargeables, basée sur la technologie des batteries solides en céramique. Aujourd’hui, le concept prend son envol. En 2023, elle est lauréate du programme French Tech 120. En 2024, elle inaugure une ligne de fabrication à Dardilly, en région lyonnaise. Enfin, en ce début 2026, conjointement avec LACROIX, société spécialisée dans les solutions électroniques et connectées, elle annonce avoir démontré la faisabilité industrielle de sa technologie.

Comment fonctionne une batterie solide ?

Le principe d’une batterie tout-solide céramique (en anglais SSCD pour Solide-state ceramic device) est similaire à celui d’une batterie lithium-ion. Toutefois, et c’est là le point clé, l’électrolyte liquide au travers duquel transitent les charges électriques entre les électrodes est remplacé ici par un matériau solide, comme une céramique ou un polymère. Pour ITEN, c’est la céramique qui a été choisie.

La technologie permet une plus grande densité de puissance que les alternatives Li-ion, une sécurité renforcée, un rechargement rapide et une plus longue durée de vie. En outre, par rapport aux piles-bouton, elle est rechargeable.

Au sein de son site de Beaupréau-en-Mauges, dans le Maine-et-Loire, la société LACROIX a pu démontrer l’industrialisation de l’intégration de la petite batterie solide. Elle a pu les monter dans les sockets d’une carte électronique, et valider le procédé de soudure et de refusion à 265°C. Ces essais démontrent ainsi la compatibilité de la technologie SSCD. Et cette démonstration prend un sens plus large, car il démontre par ailleurs qu’il est bien possible de développer une filière nationale souveraine, dans un secteur jusque-là dominé par l’Asie.

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Le marché gazier mondial passe de tendu à abondant. Les capacités de production et d’importation de gaz explosent et la demande progresse plus lentement que prévu (voire même baisse en Europe). La situation devient surcapacitaire.

Plus de 300 milliards de mètres cubes par an de nouvelles capacités de gaz naturel liquéfié (GNL) doivent entrer en service dans le monde d’ici à 2030. C’est colossal. C’est près de 80 % de la consommation annuelle de l’Union européenne. Jamais l’industrie gazière n’avait engagé autant de projets sur une période aussi courte. Les États-Unis concentrent près de la moitié de ces nouvelles capacités. Le Qatar et le Canada juste derrière. Ces investissements ont été décidés entre 2019 et 2023, dans un contexte de prix élevés et de fortes tensions géopolitiques. La guerre en Ukraine a servi de déclencheur.

En Europe, nous avons lancé des constructions à tour de bras. Aujourd’hui, les capacités d’importation de GNL dépassent largement nos besoins. En 2024, l’Union européenne et le Royaume-Uni ont consommé environ 380 milliards de mètres cubes de gaz contre plus de 450 milliards avant la crise. Près de 40 % de ces volumes provenaient du GNL.

Un terminal méthanier flottant bientôt abandonné

Et cette baisse de la demande s’installe dans la durée du fait de la sobriété énergétique rémanente, la fermeture d’industries et le remplacement par les renouvelables. Les prix se sont naturellement détendus. Le marché anticipe un gaz vendu autour de 25 euros le mégawattheure (€/MWh) en 2027, puis proche de 22 €/MWh en 2030.

Les premiers signes de surcapacités sont visibles. En France, l’État mettra fin à l’exploitation du terminal méthanier flottant du Havre le 8 mai 2026. Mise en service dans l’urgence, cette infrastructure peut décharger jusqu’à 5 milliards de mètres cubes par an. Elle a été très peu utilisée depuis 2023, au point que son maintien n’est plus jugé nécessaire dans un marché désormais détendu.

La France ne sera plus le hub européen ?

Dans le même temps, la France cherche à consolider son rôle de porte d’entrée du gaz en Europe. Depuis 2022, elle est devenue un point de transit, avec l’Espagne, et des prix du gaz hors taxes inférieurs à ceux de plusieurs pays voisins, plus des recettes permettant de financer les réseaux. Mais cette stratégie de « hub gazier » ne pourra peut-être pas durer.

En effet, certaines dispositions du projet de loi d’adaptation au droit de l’Union européenne prévoient des sanctions en matière de limitation des fuites de méthane. Frédéric Marin (président de France Gaz) juge ainsi que « les États-Unis, le Qatar et l’Algérie ne sont pas disposés à agir contre les fuites ».

Les États-Unis fournissent aujourd’hui 58 % du GNL importé par l’UE. Et cette dépendance inquiète Bruxelles. La Commission cherche à diversifier ses fournisseurs vers le Canada, le Qatar ou l’Afrique du Nord. Sans baisse rapide de la demande, la part du GNL américain pourrait atteindre 75 à 80 % d’ici à 2030. Jean-Luc Mélenchon s’est par ailleurs montré favorable à « remettre Nord Stream en route » pour « faire baisser d’un seul coup le prix de l’énergie en Europe », lui qui s’inquiète de la dépendance avec les EU.

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Les modèles récents de panneaux solaires sont de plus en plus confrontés à un sérieux problème de qualité : leur verre se brise facilement. Dans certains cas, l’incident survient sans choc externe ni événement climatique exceptionnel. Selon les experts, la principale explication réside dans la finesse croissante du verre.

Bien qu’ils soient déjà largement déployés à travers le monde, les panneaux photovoltaïques continuent de faire l’objet d’améliorations constantes. Les avancées technologiques permettent aujourd’hui de produire des modules plus grands et plus puissants. Parallèlement, pour des raisons logistiques, les fabricants cherchent également à alléger leur structure. Cette optimisation passe notamment par une réduction de l’épaisseur du verre, qui représente jusqu’à 70 % du poids total d’un panneau. Mais cette quête de légèreté se fait parfois au détriment de la robustesse. Plus le verre est fin, plus l’équipement devient fragile.

Les bris de verre spontanés se multiplient

Avec l’amincissement progressif du verre, les cas de bris spontanés semblent se multiplier. Un rapport publié en 2024 par le Centre d’essais des énergies renouvelables sur l’indice des modules photovoltaïques en apporte la preuve. Le Laboratoire national des énergies renouvelables (NREL) y indique que, alors qu’autrefois les casses provenaient principalement d’erreurs de manipulation, elles surviennent désormais « sans raison apparente », parfois même avant la mise en service.

Ce constat est également partagé par Kiwa PV Evolution Labs, un laboratoire indépendant spécialisé dans les tests de fiabilité. Ses experts observent une hausse du nombre de modules présentant des bris de verre lors des essais de contraintes mécaniques et de résistance à la grêle. Les verres deviennent effectivement plus fragiles, soulignent-ils.

Une fragilité structurelle croissante

Selon le NREL, plus le verre est mince, plus il est difficile à renforcer correctement. En temps normal, le matériau est durci grâce à un procédé de trempe, qui consiste à le chauffer puis à le refroidir rapidement afin de créer des tensions internes protectrices. Cette technique fonctionne relativement bien pour du verre d’au moins 3 mm d’épaisseur. En dessous de ce seuil, obtenir une trempe complète devient complexe, ce qui rend le verre plus fragile.

Les bris spontanés s’expliquent aussi par la présence de microfissures déjà existantes à la surface du verre. Des opérations comme le nettoyage ou le meulage des bords peuvent générer de minuscules défauts invisibles à l’œil nu. Sur du verre épais, ces imperfections restent généralement sans conséquence. En revanche, sur du verre fin, elles deviennent des points de faiblesse susceptibles de déclencher des fissures.

À cela s’ajoute la tendance à produire des modules toujours plus grands. Ces panneaux plus larges exercent une contrainte supplémentaire sur un verre déjà fragilisé par sa faible épaisseur et ses micro-défauts. Résultat : le risque de casse augmente, ce qui explique pourquoi les panneaux à verre mince sont plus vulnérables que les modèles standards.

Les normes en vigueur ne sont-elles plus adaptées ?

Aujourd’hui, la certification de référence pour les modules photovoltaïques repose principalement sur la norme IEC 61215. Celle-ci impose une série d’essais en laboratoire destinés à valider la robustesse des panneaux avant leur commercialisation.

Si ce cadre établit un socle minimal de qualité, il montre désormais ses limites face à l’évolution rapide des technologies. Les tests actuels ne reproduisent pas fidèlement les contraintes subies sur le terrain pendant plusieurs décennies, et la situation est aggravée par l’augmentation de la taille des modules et l’amincissement du verre.

Il en résulte qu’un module peut parfaitement être conforme aux exigences IEC alors qu’il présente des défaillances prématurées. C’est pourquoi de plus en plus d’acteurs du secteur plaident pour une évolution des méthodes d’essai.

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Tous les six mois, le tarif réglementé de vente de l’électricité (TRV) est actualisé. La nouvelle grille de prix du 1ᵉʳ février 2026  apporte des évolutions très contrastées selon les options. Les abonnés en « base » et « heures pleines heures creuses » bénéficient d’une très légère baisse du kilowattheure, alors que les clients de l’option Tempo déchantent. Découvrez tous les changements et les nouveaux prix de l’électricité dans nos infographies.

Cette mise à jour du 1ᵉʳ février 2026 marque quelques ruptures avec la structure tarifaire précédente. Uniforme jusqu’ici, l’option base est désormais scindée en deux tarifs distincts selon la puissance souscrite. Les abonnements de 3 et 6 kVA bénéficient d’un tarif de 0,194 €/kWh, tandis que les puissances de 9 à 36 kVA se voient appliquer un tarif très légèrement inférieur à 0,1927 €/kWh. Le prix du kilowattheure en option base était auparavant de 0,1952 € quelle que soit la puissance souscrite. La baisse est donc insignifiante, puisqu’elle n’atteint même pas un centime. Globalement, les options base et heures pleines / heures creuses, les plus souscrites, affichent une réduction inférieure à 1 %. Voici les nouveaux tarifs TTC en détail :

Comme l’option base, l’option heures pleines / heures creuses affiche une timide baisse. Les heures pleines passent de 0,2081 €/kWh à 0,2065 €/kWh, tandis que les heures creuses passent de 0,1635 €/kWh à 0,1579 €/kWh. À l’année, cela représente une cinquantaine d’euros d’économies pour un foyer consommant 10 000 kWh. Pour les plus petits consommateurs, la baisse ne changera quasiment rien : comptez cinq euros d’économies annuelles pour un studio sans chauffage électrique, par exemple.

Voici l’évolution des prix des tarifs réglementés depuis 2013 (le tableau est interactif).

Voici une comparaison des prix du kilowattheure au tarif réglementé en vigueur au 01/02/2026.

Les tarifs de l’abonnement s’égalisent

Désormais, le tarif de l’abonnement mensuel est identique que l’on souscrive à l’option base ou heure pleines / heures creuses. Il était traditionnellement plus élevé en HP/HC. L’abonnement en option Tempo diffère légèrement, mais l’écart se resserre. Pour les clients ayant une puissance souscrite de 9 kVA ou plus, il devient moins coûteux.

L’option Tempo, grande perdante

L’option Tempo connaît quant à elle des ajustements significatifs. Les jours bleus voient leurs tarifs augmenter sensiblement : les heures pleines passent de 0,1494 € à 0,1612 €/kWh, et les heures creuses de 0,1232 € à 0,1325 €/kWh. Même tendance pour les jours blancs, avec des heures pleines à 0,1871 € (contre 0,1730 €/kWh auparavant) et des heures creuses à 0,1499 € (contre 0,1391 €/kWh). Les jours rouges, les plus critiques, affichent une hausse nettement plus marquée en heures pleines, qui prennent + 6 centimes pour atteindre 0,7060 €/kWh, tandis que les heures creuses passent de 0,1460 € à 0,1575 €/kWh.

Enfin, l’option EJP (en extinction, on ne peut plus y souscrire) connaît une évolution notable. Les heures normales passent de 0,1418 €/kWh à 0,1781 €/kWh, soit une hausse de plus de 25 %. En revanche, les heures de pointe mobile chutent drastiquement de 1,0867 €/kWh à 0,344 €/kWh, un rééquilibrage majeur pour les derniers abonnés à cette offre historique.

Quelle option est la plus économique ?

Sans surprise, c’est toujours l’offre Tempo qui affiche les tarifs au kWh les plus intéressants sur les jours bleus, blanc et rouges en heures creuses uniquement, malgré la forte hausse. Cette option nécessite toutefois d’être extrêmement vigilants durant les heures pleines en jours rouges, sous peine de voir sa facture exploser de novembre à mars.

La très faible baisse des prix du kilowattheure en options base et heures pleines / heures creuses ne leur permet toujours pas d’être concurrentiels face aux offres de marché proposées, notamment, par les fournisseurs alternatifs. Ces derniers commercialisent actuellement des contrats garantissant un tarif jusqu’à -15 % moins cher que les TRV, avec des promotions ponctuelles allant parfois jusqu’à -25 %.

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On connaît Ikea pour son mobilier aux noms étranges. Mais bientôt, on pourrait découvrir la firme suédoise comme concurrence à EDF, puisqu’elle se lance dans la fourniture d’électricité en Allemagne, avec une particularité unique : le prix au kWh est directement indexé sur le marché de gros. 

On connaît l’intérêt que porte Ikea aux énergies renouvelables. La firme suédoise s’est notamment fait remarquer dans le domaine du photovoltaïque en proposant des solutions solaires clés en main ou des kits solaires plug-and-play. Mais en Allemagne, l’entreprise veut aller encore plus loin et s’apprête à devenir un fournisseur d’électricité à part entière.

Une offre à prix dynamique, qui change toutes les 15 minutes

Néanmoins, pas question de faire comme tout le monde. Avec son offre Svea Strom, Ikea veut non seulement proposer une électricité entièrement décarbonée, mais surtout que son tarif soit indexé sur le marché de gros de l’électricité. Dans les faits, le tarif comprend un abonnement mensuel de 6,99 € (5,95 € pour les membres Ikea Family) ainsi qu’une partie variable en fonction de la quantité d’électricité consommée. Dans cet abonnement, le prix du kWh sera mis à jour toutes les 15 minutes.

Selon Ikea, en veillant à consommer de l’électricité quand il y a du vent et du soleil, il serait possible d’économiser jusqu’à 830 €/an pour une famille consommant 7 000 kWh/an.

Un potentiel coup de frein pour le déploiement du photovoltaïque chez les particuliers ?

Pour optimiser ce contrat d’électricité, la meilleure stratégie est appelée Follow the Sun et consiste notamment à consommer de l’électricité quand les parcs photovoltaïques produisent le plus d’électricité, c’est-à-dire en milieu de journée. Si l’intérêt est certain, on peut néanmoins se demander si cette stratégie ne vient pas directement concurrencer l’installation de panneaux solaires pour particuliers. L’abonnement proposé par Ikea affiche, en effet, les mêmes avantages, mais aussi les mêmes inconvénients, à la différence près de ne pas nécessiter d’investissement initial important.

En parallèle, il faut admettre que cet abonnement rend l’énergie décarbonée accessible aux personnes qui ne peuvent faire installer des panneaux solaires sur leur toiture ou leur balcon.

Quid de la France ?

En Allemagne, pour rendre possible ce type de contrat, Ikea prend en charge l’installation d’un compteur intelligent. Sur ce sujet, la France a un avantage parce que la grande majorité des Français dispose déjà d’un compteur Linky compatible avec ce type de contrats.

Néanmoins, la réglementation française est plus prudente sur le sujet et ce type de contrat est encore confidentiel. De plus, la récente crise énergétique rend les utilisateurs prudents. Car si les tarifs peuvent fortement baisser en cas de surproduction électrique, le contrat n’offre pas de protection en cas d’envolée des tarifs comme il y a quelques années. Enfin, grâce au nucléaire, le mix électrique de la France est considéré comme plus stable que celui de l’Allemagne, ce qui rend la généralisation de tels contrats moins intéressante du point de vue des particuliers comme des producteurs.

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