Dans l’Aveyron, EDF lance les premiers coups de pioche du colossal projet d’extension de la station de pompage-turbinage de Montézic. Ce chantier, qui consiste notamment à creuser une seconde centrale souterraine, ajoutera 460 MW de puissance aux 920 MW existants. Les travaux de reconnaissance viennent de débuter.
Avant de percer une centrale électrique au cœur d’une montagne, il faut savoir ce qu’il y a dedans. C’est tout l’enjeu du chantier lancé en juin 2026 dans la vallée de la Truyère, où le groupe NGE, prestataire d’EDF, perce les premières galeries de reconnaissance du projet Montézic 2. Un chantier de 24 mois qui a discrètement commencé en juin 2026.
Le site aveyronnais abrite déjà une station de transfert d’énergie par pompage (STEP) de 920 MW (voir notre reportage). Le principe est simple : deux bassins placés à des altitudes différentes, de l’eau pompée dans le bassin supérieur quand l’électricité est abondante, puis turbinée dans le bassin inférieur lors des pics de consommation. Montézic 2 ajouterait 460 MW à cet ensemble, soit la moitié de la puissance actuelle, sans modifier la capacité des bassins.
Sonder les roches avant de creuser la centrale souterraine
Si cette extension n’a pas encore obtenu tous les feux verts de l’État, EDF anticipe. L’électricien national a ainsi confié à NGE les travaux de reconnaissance du terrain. Le but du chantier est d’ausculter la roche : caractéristiques géologiques et hydrogéologiques, stabilité, présence d’eau. Ces données serviront à sécuriser la conception des futurs ouvrages et à affiner les choix techniques avant de s’engager sur des travaux autrement plus lourds. Sont donc prévus une galerie d’accès de 727 mètres, deux galeries exploratoires de plus de 550 mètres cumulés, soit 1 280 mètres au total, complétés par des sondages et essais géotechniques.
Le creusement se fait à l’ancienne, à l’explosif, méthode toujours adaptée aux roches dures du massif. S’ajoutent l’aménagement des plateformes de chantier et des réseaux provisoires, puis la gestion de 75 000 m³ de déblais, que NGE promet de valoriser au plus près du site. Des opérations de revégétalisation et de stabilisation des sols sont également prévues.
C’est une belle opération de communication mais aussi un révélateur du potentiel des batteries à fournir de l’électricité dans les situations d’urgence. Aux États-Unis, le fabricant chinois de batteries portatives Jackery dévoile une gamme conçue en partenariat avec la Croix-Rouge locale. Trois stations d’énergie dotées d’une fonction de recharge automatique déclenchée par alerte météo, mais réservées pour l’instant au marché nord-américain.
Outre-Atlantique, Jackery vient de dévoiler une gamme inédite cosignée avec l’American Red Cross. Baptisée « HomePower Emergency Pro Series », il s’agit de trois batteries déjà existantes au catalogue : les HomePower 1000 Plus v2, 2000 Plus v2 et 3600 Plus. Certains de ces modèles sont d’ailleurs commercialisés en France en version classique sous l’appellation « Explorer ». Ces batteries sont destinées aussi bien aux secouristes professionnels qu’aux particuliers et visent exclusivement le marché nord-américain pour le moment. Aucune commercialisation n’est à ce jour annoncée en Europe.
La nouvelle gamme cosignée avec la Croix-Rouge américaine / Image : Jackery.
Deux fonctions inédites pour anticiper les catastrophes
La vraie nouveauté de cette édition Croix-Rouge ne se trouve pas dans la fiche technique, mais dans le logiciel. Selon Jackery, une fonction « Storm Alert » (alerte de tempête) a été ajoutée. Elle surveille les prévisions météo via l’API OpenWeather et, dès qu’un épisode météo violent est détecté, recharge automatiquement la batterie à 100 % en prévision d’une coupure de courant. Elle passe outre les limites de charge définies par l’utilisateur et les plannings programmés, en envoyant une notification pour signaler son déclenchement.
Cette fonction est toutefois déjà présente sur les batteries Jackery vendues en France que nous avons pu tester. Autre option, explique Jackery : l’ « Emergency Reserve Mode », qui verrouille une part de la capacité réglable entre 20 et 100 % depuis l’application. Cette réserve d’énergie reste inaccessible au quotidien et ne se libère que par un déverrouillage dédié, avant de se re-verrouiller automatiquement. L’idée est de pouvoir faire face aux coupures de courant inattendues malgré une batterie en apparence déchargée.
Des capacités de stockage de 1 à 3,6 kWh
La gamme de batteries peut être rechargée en continu par des panneaux solaires, ce qui permet à l’utilisateur de disposer d’une alimentation sans interruption si l’ensoleillement est correct. Côté performances, la plus petite batterie, la « HomePower 1000 Plus v2 » offre 1 024 Wh de stockage pour 1 800 W de puissance AC et un poids de 10,8 kg. Le modèle intermédiaire, la « 2000 Plus V2 » monte à 2 048 Wh pour 2 400 W de puissance en sortie et 18,8 kg sur la balance. La plus grosse batterie est la « HomePower 3600 Plus » avec 3 584 Wh de capacité et 3 600 W de puissance délivrée aux appareils et 35 kg. Elle est d’ailleurs montée sur roulettes avec un manche comme une valise trolley pour pouvoir être déplacée plus facilement.
Si l’opération sert bien évidemment la communication de Jackery, elle permet également de reverser 10 % des bénéfices effectués sur les ventes de la gamme Red Cross au profit des services de secours, sous forme de batteries offertes. La marque chinoise promet ainsi d’équiper gratuitement les pompiers, secouristes, techniciens des réseaux et autres intervenants de première ligne lors de situations d’urgence.
Installée à 27 km au large de l’embouchure du Rhône, une plateforme flottante autonome va mesurer pendant trois ans l’activité de la faune volante et les conditions météo sur la zone du futur parc éolien flottant Méditerranée Grand Large.
Avant de lancer le chantier du parc éolien flottant Méditerranée Grand Large, son promoteur (un consortium notamment formé par EDF Power Solutions, Maple Power et BW Ideol) a choisi d’aller mesurer sur place les éléments et la circulation des oiseaux. Le projet, inédit selon les industriels, est baptisé MARE, pour « Mesures et analyses radar pour l’environnement ». Il consiste en une plateforme flottante autonome bardée d’instruments scientifiques, mise à l’eau le 23 septembre 2026 depuis les quais de Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône).
Des panneaux solaires, éoliennes et batteries pour l’autonomie
Développée par Ocergy, la plateforme OCG-Data est une sorte de tripode métallique de 28 mètres de diamètre, 16 mètres de haut et 42 tonnes. Elle est ancrée par 100 mètres de fond, à environ 27 kilomètres du littoral, au sud de la zone « Golfe de Fos 1 » délimitée par l’État dans le cadre de l’appel d’offres AO6, qui encadre la création de nouveaux parcs éoliens flottants.
Aucun câble ne la relie à la terre : elle produit sa propre électricité avec 18 panneaux solaires, trois petites éoliennes et un parc de batteries. Cette autonomie énergétique lui permet de fonctionner en continu au milieu de la Méditerranée, sans navire de ravitaillement permanent, assure le consortium.
Au cœur du dispositif, on retrouve un radar dédié au suivi des oiseaux et des chiroptères (dont font partie les chauves-souris), dont certaines espèces fréquentent la haute mer. Ce suivi durera trois ans, soit de quoi couvrir plusieurs cycles migratoires et repérer les couloirs de passage au-dessus de la future zone d’implantation.
La mission principale de la plateforme reste la mesure des éléments : elle enregistrera pendant un an la houle, le vent, les courants marins et les « turbulences météorologiques », des paramètres déterminants pour dimensionner les flotteurs et les ancrages. La maintenance sera assurée par Ocergy, tandis que l’analyse des données radar est confiée à Biotope, bureau d’études indépendant spécialisé dans l’écologie.
Un préambule à l’installation du futur parc éolien Méditerranée Grand Large
L’installation de la plateforme intervient à deux ans du lancement des travaux du futur parc éolien flottant Méditerranée Grand Large. Le parc comptera au maximum 19 éoliennes flottantes, à plus de 25 kilomètres de la côte, pour une puissance cumulée située entre 230 et 280 MW. La mise en service est estimée pour 2032, avec une exploitation prévue sur une trentaine d’années.
Il s’agit d’un des trois grands parcs éoliens flottants commerciaux prévus le long des côtes méditerranéennes françaises.
Le gestionnaire du réseau électrique français RTE a dressé un premier bilan de l’été 2026. Une saison marquée par des vagues de chaleur intenses, une sécheresse persistante et une flambée des prix du gaz, qui a provoqué l’arrêt de plusieurs réacteurs nucléaires et une utilisation accrue de la climatisation, sans toutefois affecter significativement le réseau.
Le bilan électrique de l'été 2026 en bref
Indicateur
Été 2026
Été 2025
Consommation brute d’électricité 📈
99,1 TWh
95,2 TWh
Production nucléaire 📉
83,7 TWh
84,4 TWh
Production hydroélectrique 📉
10,8 TWh
12,3 TWh
Production éolienne 📈
8,9 TWh
8,0 TWh
Production solaire 📈
15,1 TWh
12,5 TWh
Production thermique fossile 📈
4,1 TWh
2,6 TWh
Facteur de charge éolien terrestre 📈
14,4 %
13,6 %
Facteur de charge éolien en mer 📈
27,4 %
26,1 %
Solde exportateur 📉
23,7
24,7
Prix spot moyen 📈
(moyenne juillet et août)
109 €/MWh
~ 57 €/MWh
Avec l’hydraulique, la filière nucléaire a été parmi les plus affectées par les canicules de l’été 2026. Si la disponibilité globale du parc nucléaire est restée supérieure à certaines années précédentes, les contraintes climatiques ont tout de même bridé sa production. Jusqu’à 13,4 gigawatts (GW) cumulés d’indisponibilités ont été relevés au pic de l’été, pour plus de 10 térawattheures (TWh) de production perdue. C’est un record, devant 2003 (environ 6 TWh) et 2020 (3 TWh).
En cause : les seuils réglementaires sur le débit et la température des cours d’eau, qui ont concerné notamment les centrales de Chooz, Saint-Alban, Golfech, Bugey et Cattenom, ainsi qu’un épisode de prolifération de méduses à Gravelines. Au total, 15 réacteurs ont été touchés, soit 21 % du parc nucléaire français. Malgré ces aléas, la production nucléaire est restée quasiment identique aux années précédentes, avec 83,7 TWh entre juin et août, contre 83,5 TWh en 2024 et 84,4 TWh en 2025.
L’hydroélectricité, seule énergie renouvelable touchée par la sécheresse
La production hydraulique s’inscrit comme la deuxième plus faible depuis 50 ans, avec 10,8 TWh entre juin et aout contre 12,8 TWh l’année dernière à la même période. Le stock d’eau est au plus bas depuis une dizaine d’années, indique RTE, qui précise toutefois qu’aucun lien direct n’existe entre le niveau de stock et la capacité de mobilisation en pointe hivernale.
À l’inverse, l’éolien (8,9 TWh) et surtout le solaire (15,1 TWh, contre 12,5 en 2025) progressent, portés par la croissance du parc et un facteur de charge légèrement supérieur. Aucun effet systématique des canicules n’est observé sur ces filières, d’après le gestionnaire du réseau électrique français. Le facteur de charge éolien est statistiquement un peu plus faible en période de chaleur, sans régularité d’une vague à l’autre, tandis que l’ensoleillement compense largement la perte de rendement des panneaux photovoltaïques causée par la chaleur.
Cet été, le recours aux centrales à gaz a augmenté, avec 4,1 TWh produits contre 2,6 TWh en 2025. Un niveau qui reste cependant inférieur à ceux observés en moyenne sur la période 2014-2019. Le fonctionnement de ces centrales suit un profil désormais très spécifique, concentré en soirée, lorsque la production solaire décroît alors que les besoins de climatisation restent très élevés en raison de la chaleur accumulée.
Côté échanges d’électricité avec nos voisins européens, la France est restée exportatrice 99,9 % du temps (elle a été importatrice nette seulement un peu plus de deux heures sur tout l’été), avec 23,7 TWh exportés, un niveau comparable aux deux étés précédents.
Des prix de l’électricité qui s’envolent, tirés par le gaz
Portés par l’envolée des prix du gaz liée au conflit en Iran et au blocage du détroit d’Ormuz, les prix spot ont atteint 95,2 €/MWh en juillet et 122,8 €/MWh en août, parmi les plus hauts jamais observés depuis 2022 (où l’électricité avait atteint jusqu’à 600 €/MWh certaines semaines). Si l’envolée des prix spot semble inquiétante, RTE assure qu’ils fluctuent énormément selon la météo et qu’il a peu d’impact sur la facture des consommateurs, contrairement aux marchés à terme.
Sur ces derniers, l’analyse du gestionnaire est plus rassurante : l’écart avec l’Allemagne (environ 40 €/MWh) reste stable, davantage encore avec le Royaume-Uni ou l’Italie (plus de 50 €/MWh), seule l’Espagne affichant des niveaux comparables.
Voitures électriques et climatiseurs n’ont pas (encore) saturé le réseau
L’essor des ventes de voitures électriques et l’utilisation prononcée de la climatisation n’ont pas eu d’effet sensible sur le réseau cet été, d’après RTE. Le gestionnaire explique que les ventes de voitures électriques n’ont, à ce stade, qu’un effet marginal sur la consommation d’électricité. Leur impact se fera d’abord sentir sur la baisse de la consommation de carburants, avant un effet significatif sur l’électricité, attendu vers 2030, assure le gestionnaire. Par ailleurs, aucun pic de consommation notable n’a été observé lors des chassés-croisés estivaux, où les puissantes stations de recharge rapide ont été très sollicitées.
Du côté de la climatisation, RTE reconnaît un « phénomène structurel » amené à augmenter la consommation estivale, sans toutefois inverser à moyen terme la pointe hivernale française (90 GW l’hiver contre 60 GW cet été).
Si vous vous êtes déjà penché sur un projet de panneaux solaires, qu’il s’agisse d’une grande centrale en toiture, d’un aménagement de van ou d’une batterie tout-en-un, vous avez sans doute croisé ce sigle un peu barbare : MPPT. On le retrouve dans la plupart des régulateurs de charge, les batteries solaires « tout-en-un » et les micro-onduleurs. Pourtant, son rôle reste souvent mal compris.
Pour comprendre l’utilité du MPPT, il faut déjà savoir une chose : un panneau photovoltaïque ne délivre pas une puissance fixe. Sa production dépend de trois facteurs qui varient sans cesse : l’ensoleillement, la température des cellules et la résistance électrique du circuit auquel il est raccordé.
Si l’on trace la courbe (nommée « courbe IV » par les experts) qui relie la tension et le courant produits par un panneau, on observe qu’il existe un point précis, à un instant T, où le produit tension × courant est maximal. On l’appelle le point de puissance maximale, ou MPP (Maximum Power Point). Avant ce point, le panneau est sous-exploité. Après, sa tension chute brutalement et la puissance disponible s’effondre.
Le problème, c’est que ce point optimal n’est pas fixe : il se déplace en continu au fil de la journée, selon la météo, la température des panneaux et la présence d’ombrages. Un système fonctionnant sur une tension fixe ne permettrait pas d’exploiter au maximum la puissance des panneaux solaires. C’est pour cette raison qu’a été inventé le traqueur MPPT.
Le rôle du MPPT : obtenir la puissance maximale des panneaux
MPPT signifie « Maximum Power Point Tracking », autrement dit « poursuite du point de puissance maximale ». Il s’agit d’un algorithme, embarqué dans une sorte de micro-ordinateur, dont la mission est de mesurer en permanence la tension et le courant en sortie du panneau, puis d’ajuster la tension de fonctionnement du circuit pour rester constamment synchronisé sur le sommet de cette courbe de puissance, quelles que soient les conditions du moment.
Concrètement, un contrôleur MPPT est un convertisseur DC-DC piloté par un microprocesseur. Plusieurs fois par seconde, il fait varier légèrement sa charge électrique, observe si la puissance produite augmente ou diminue, puis corrige sa trajectoire en conséquence, un peu comme on chercherait à tâtons la meilleure fréquence d’une radio en tournant le bouton dans un sens, puis dans l’autre si le signal se dégrade. C’est cette recherche permanente qui permet d’extraire à chaque instant le maximum de ce que le panneau est capable de donner, puis de convertir cette énergie à la tension adaptée pour charger une batterie ou alimenter un onduleur.
Cette méthode de recherche par petits ajustements successifs porte un nom dans le jargon technique : on parle d’algorithme « Perturb & Observe » (perturber puis observer), le plus répandu dans les contrôleurs grand public. D’autres approches plus sophistiquées existent, comme la conductance incrémentale, capables de réagir plus vite lors de variations brutales d’ensoleillement, par exemple quand un nuage passe rapidement devant le soleil.
Pourquoi on le retrouve partout dans l’écosystème solaire
Le traqueur MPPT se glisse dans de très nombreux appareils destinés à gérer la production d’une centrale solaire :
– Dans les régulateurs de charge des installations autonomes (camping-car, site isolé, cabanon), le MPPT remplace progressivement les régulateurs PWM, économiques mais très peu efficaces. Ces derniers se contentaient de connecter directement le panneau à la batterie en modulant la tension par impulsions, sans jamais chercher le point optimal : une bonne partie de l’énergie disponible était perdue, notamment lorsque la tension du panneau dépassait largement celle de la batterie. Un régulateur MPPT, lui, peut récupérer 20 à 30 % d’énergie supplémentaire dans certaines configurations, en convertissant le surplus de tension en courant de charge utile.
– Dans les batteries solaires « tout-en-un » que l’on installe de plus en plus à domicile, le MPPT est directement intégré au boîtier. Cela simplifie l’installation puisque l’utilisateur n’a pas besoin d’ajouter un régulateur séparé, et cela permet au fabricant d’optimiser finement l’électronique en fonction de la capacité de la batterie et des caractéristiques attendues des panneaux qui y seront raccordés. Certaines batteries embarquent plusieurs MPPT, parfois un pour chaque entrée solaire, ce qui permet d’obtenir une meilleure production lorsque la centrale solaire présente différentes expositions (une moitié de panneaux à l’est, l’autre à l’ouest, par exemple).
– Dans les micro-onduleurs, enfin, chaque appareil embarque généralement son propre MPPT, dédié à un ou plusieurs panneaux. C’est d’ailleurs l’un des grands arguments commerciaux de cette technologie face à un onduleur central classique : si un panneau est partiellement ombragé par une cheminée ou une antenne, seul ce panneau voit sa production affectée, car son MPPT individuel s’adapte à sa situation propre sans tirer vers le bas l’ensemble de la chaîne. Avec un onduleur central et des panneaux câblés en série, un seul panneau ombragé peut au contraire pénaliser la production de toute la rangée.
La prochaine fois que vous jeterez un œil à du matériel solaire, vous comprendrez désormais l’intérêt du MPPT et saurez s’il vous en faut un ou plusieurs.
Coalburn 1, une batterie géante de 500 MW et 1 GWh, démarre son exploitation commerciale en Écosse. Ce système de stockage est censé renforcer la flexibilité du réseau britannique face à la montée des énergies renouvelables.
Le développement des infrastructures de stockage devient un enjeu majeur pour accompagner la transition énergétique. La mise en service de Coalburn 1, en Écosse, marque une étape significative dans la capacité européenne à équilibrer le réseau électrique tout en intégrant toujours plus d’énergie renouvelable intermittente.
Implantée sur un ancien site minier du South Lanarkshire, près de Glasgow, la batterie Coalburn 1 dispose d’une puissance nominale de 500 MW et peut stocker jusqu’à 1 GWh d’énergie. Cette capacité permet de délivrer de l’électricité « de secours » ou d’ajuster la production sur une période d’environ deux heures à pleine puissance, un atout essentiel pour la gestion du réseau face aux fluctuations des énergies renouvelables.
La construction débutée fin 2023 a permis de transformer un paysage marqué jadis par l’industrie du charbon. Cette installation est désormais la plus grande batterie opérationnelle d’Europe.
Un ensemble de sites de stockage pour renforcer le système électrique britannique
Coalburn 1 n’est que le premier volet d’une série de trois projets similaires développés par Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) en Écosse. À ses côtés, Coalburn 2 viendra s’implanter sur le même site avec une capacité équivalente, tandis que le projet Devilla sera implanté près de Fife, renforçant encore la capacité de stockage totale.
Ensemble, ces trois batteries offriront une puissance cumulée de 1,5 GW et une capacité de 3 GWh, ce qui permettra d’améliorer significativement la flexibilité et la résilience du réseau électrique au Royaume-Uni. Ces installations faciliteront une intégration plus poussée des sources renouvelables intermittentes et promettent une réduction des coûts pour les consommateurs.
Le volet financier pour assurer la pérennité du projet
Pour renforcer la solidité financière du projet, CIP a vendu 50 % de Coalburn 1 à l’assureur Axa IM Alts en 2025, marquant l’entrée de ce dernier dans le secteur du stockage d’énergie au Royaume-Uni. La gestion opérationnelle du site a été confiée à RES, spécialiste des énergies renouvelables, garantissant ainsi une exploitation optimisée et durable.
Côté contrats, Coalburn 1 bénéficie de plusieurs engagements financiers à long terme, dont un contrat d’optimisation avec l’énergéticien SSE pour dix ans, ainsi qu’un accord de capacité de 15 ans assurant la disponibilité de 300 MW. Ces garanties de revenus sur le moyen et long terme assurent la viabilité économique et opérationnelle de ce système de stockage.
Le 1ᵉʳ aout marque la traditionnelle révision de mi-année du tarif réglementé de vente de l’électricité (TRV). Cette fois, l’État a décidé d’une hausse de 2,5 % en moyenne du prix du kilowattheure. La faute à une taxe destinée au financement des réseaux électriques, qui augmente. Mais qu’est-ce que cela représente sur votre facture ?
Que votre contrat soit au tarif réglementé ou pas, votre facture d’électricité va connaître une légère majoration à partir du 1ᵉʳ aout. Cette évolution peut sembler étonnante dans un contexte où le prix brut de l’électron reste relativement stable. En réalité, la responsable de cette hausse est une taxe : le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), qui augmente.
Pourquoi le TURPE augmente ?
Représentant près d’un tiers du montant total d’une facture d’électricité, le TURPE s’applique aussi bien à l’abonnement qu’au prix du kilowattheure, avec des montants qui varient selon le type de contrat et la période de l’année. Cette hausse vise à compenser une baisse des recettes d’Enedis et de RTE, ainsi qu’une augmentation des coûts liés à la congestion des réseaux, selon les explications fournies par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).
Cette taxe concerne l’ensemble des contrats de fourniture d’électricité, qu’il s’agisse du tarif bleu d’EDF ou des offres de marché, quel que soit le fournisseur choisi. Même les offres à prix fixe garanti sur plusieurs années n’y échappent pas. Rassurez-vous toutefois : cette révision du 1ᵉʳ aout ne devrait pas bouleverser vos dépenses énergétiques, même pour un logement tout-électrique équipé d’une ou plusieurs bornes de recharge pour véhicule.
Voici les nouveaux prix du kilowattheure et des abonnements :
Tarif réglementé au 1ᵉʳ aout 2026 : les nouveaux tarifs du kilowattheure
Environ un centime de plus par kilowattheure pour le tarif réglementé
Pour les 60 % d’abonnés français qui bénéficient du tarif réglementé (lequel sert par ailleurs de référence sur le marché) l’augmentation devrait tourner autour d’un centime supplémentaire par kilowattheure. Deux autres changements accompagnent cette révision tarifaire :
➡️ L’option heures pleines/heures creuses devient accessible dès le palier de puissance 3 kVA, alors que seule l’option base y était auparavant proposée.
➡️ Concernant l’option Tempo, les puissances 24 et 30 kVA, jusqu’ici facturées au même tarif d’abonnement, sont désormais différenciées.
À l’exception des heures de pointe mobile de l’option EJP, qui ne peut plus être souscrite, la hausse la plus marquée concerne les heures pleines de l’option heures pleines/heures creuses. Le kilowattheure gagne un peu plus d’un centime en heures pleines, mais reste pratiquement identique durant les heures creuses.
La hausse est assez peu significative, puisqu’elle ne représente que 37 € sur une année pour un logement énergivore, consommant 10 000 kWh dont 60 % en heures creuses. Elle est même imperceptible pour les petits foyers : un appartement consommant 1 000 kWh chaque année en option base ne verra sa facture augmenter que de 6,10 €.
Tarif réglementé au 1ᵉʳ août 2026 : les nouveaux prix de l’abonnement
Puissance souscrite
(kVA)
Base ou HP/HC
(€/mois)*
Tempo
(€/mois)
3
12,13
Non proposé
6
15,86
15,80
9
19,88
19,70
12
23,76
23,50
15
27,40
27,01
18
31,14
30,69
24
39,14
38,21
30
46,47
45,82
36
53,88
53,76
*les puissances de 9 à 36 kVA ne peuvent plus être souscrites en option base
Des abonnements en légère hausse
Concernant la part fixe de la facture, indépendante de la consommation, l’augmentation reste modeste. Pour une puissance souscrite de 12 kVA en option base ou heures pleines/heures creuses, l’abonnement mensuel progresse de 44 centimes, soit 5,28 € supplémentaires sur une année. Un montant qui reste raisonnable au regard des besoins d’entretien et de développement des réseaux électriques.
Seuls les foyers ayant souscrit une puissance très élevée verront leur facture grimper de plus d’un euro par mois. C’est le cas notamment des contrats en 36 kVA sous option Tempo, qui devront s’acquitter de 16,08 € supplémentaires chaque année.
Le tarif réglementé conserve ses adeptes, séduits par la sécurité et la lisibilité qu’il procure, et parfois simplement par réticence à changer de fournisseur. Pourtant, les offres de marché affichent aujourd’hui des tarifs nettement plus compétitifs. Ainsi, pour un foyer consommant 10 000 kWh par an avec un compteur de 12 kVA, le comparateur du Médiateur de l’énergie place en tête l’offre du fournisseur alternatif Primeo Energie.
Le tarif réglementé, lui, ne se classe qu’en sixième position — et encore, il s’agit de l’option Tempo, qui exige une réduction significative de la consommation pendant 22 jours d’hiver en heures pleines. L’écart de prix annuel entre l’offre la plus économique et le tarif réglementé atteint tout de même 100 €.
La SNCF expérimente la production d’électricité photovoltaïque directement sur ses voies ferrées. Une première installation pilote est opérationnelle à Paris depuis janvier 2025.
Premier consommateur d’électricité de France, la SNCF gère plus de 40 000 km de voies ferrées. Entre les deux rails, elle possède un foncier important : 57 km², soit la moitié de la superficie de la ville de Paris. Un espace que certaines sociétés veulent valoriser pour produire de l’énergie solaire. C’est le cas de la société genevoise Bankset, qui a déployé une station photovoltaïque amovible sur un site technique parisien du groupe ferroviaire. Une première en France, mais pas en Europe, où d’autres opérateurs mènent déjà des tests.
Baptisée « La Grosse Bankset beta 1 » (sic), la centrale est en service depuis janvier 2025. Elle repose sur un système de fixation permettant de monter ou démonter un module solaire en moins de deux minutes, sans intervention lourde sur la voie, promet son fabricant. Conçue en mode hors réseau, elle est raccordée à une batterie. Bankset ne détaille toutefois pas comment la production est écoulée et n’évoque ni la puissance de l’installation ni sa production.
La marque se contente d’évoquer une production équivalente à la consommation d’une centaine de foyers par kilomètre de voie. Une deuxième station, « La Grosse Bankset beta 2 », est en cours de déploiement depuis janvier 2026. Le développement du solaire sur les rails devrait cependant rester anecdotique comparé à l’installation de centrales photovoltaïques sur le foncier de la SNCF. Le groupe vise 1 GW de puissance solaire sur 1000 hectares de terrains d’ici 2030.
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