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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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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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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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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La Chine, avec ses industries surdimensionnées et sa stratégie volontariste, couvre ses déserts, ses plateaux et ses collines agricoles à coup de gigawatts de panneaux solaires.

Dans le nord aride de la Chine, aux portes du désert de Gobi, la monotonie des étendues jaunes cède soudain la place à un quadrillage rectiligne de panneaux solaires. Sur des kilomètres, des rangées de modules sont orientées vers le ciel. Le parc s’étire jusqu’à l’horizon, couvrant les reliefs. Ici, au Ningxia, le champ de panneaux solaires atteint déjà un gigawatt de puissance. Bien plus grand, par exemple, que le parc de Cestas (300 MW), le plus puissant de France.

Le paysage ondulé bleu se répète dans l’Ouest chinois avec un gigantisme encore plus saisissant. Sur le plateau tibétain, dans la province du Qinghai, Pékin a inauguré au cœur de l’été ce que la Chine présente comme le plus vaste champ solaire jamais construit : 610 km² (la superficie de six fois Paris) et une puissance frôlant les GW à trois chiffres. L’altitude, le rayonnement intense et l’immensité des terres disponibles transforment ces régions longtemps périphériques en mers bleues.

En six mois, la Chine a installé plus de panneaux qu’en comptent les États-Unis

Ces deux exemples montrent que la Chine est un pays gigantesque, avec de nombreux habitants et dont la politique solaire est volontariste, sans oublier les nombreuses centrales à charbon qu’elle continue d’exploiter. Elle a atteint en 2025, 1100 GW de capacité solaire installée, c’est trois fois ce que cumulait l’Union européenne toute entière fin 2024. En six mois, le pays a ajouté plus de panneaux que n’en comptent l’ensemble des États-Unis.

Derrière cette marée bleue d’installations se cache quand même une industrie qui, depuis deux décennies, en tirant les prix des panneaux solaires vers l’extrême bas, (les coûts des panneaux ont chuté de plus de 90 %) avec une concurrence interne féroce et du subventionnement acharné du pouvoir, tuent la concurrence étrangère et même ses propres usines.

Car cette domination crée un paradoxe : ses fabricants font face, eux aussi, à des surcapacités colossales et des pertes financières. Dans les provinces industrielles, licenciements et restructurations déferlent tandis que les panneaux continuent de sortir des usines et le rythme des vagues s’accélère.

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Le parti des Verts suisses a lancé une pétition pour rendre obligatoire l’installation de panneaux solaires sur tous les bâtiments adaptés (neufs et existants). Après avoir franchi le seuil de 100 000 signatures, la proposition pourrait être soumise à une votation en 2026.

Les Verts suisses ont annoncé avoir récolté quelque 125 000 signatures, a repéré PV Magazine, pour leur initiative populaire visant à modifier la Constitution suisse afin d’y inscrire l’obligation de solariser certains bâtiments. Cette collecte dépasse désormais le minimum de 100 000 signatures pour déclencher une votation populaire dont devra se saisir la Chancellerie fédérale.

Actuellement, l’obligation de solarisation s’adresse uniquement aux nouvelles constructions de plus de 300 mètres carrés. L’initiative propose d’étendre cette obligation à tous les bâtiments : nouvelles constructions et rénovations importantes, et ce, sur l’ensemble du territoire suisse.

Un canton avait refusé une telle mesure

Si le peuple et les cantons acceptent la proposition, elle entrerait en vigueur un an après la votation pour les bâtiments neufs avec une période de transition de 15 ans pour les bâtiments existants. Certaines exceptions sont prévues : les bâtiments historiques ou les toitures où une installation solaire n’est pas techniquement viable en seraient exemptés.

Le texte entend modifier l’article 89 de la Constitution fédérale. Du côté des promoteurs de l’initiative, cette obligation est présentée comme une réponse à l’urgence climatique et à la nécessité de produire de l’énergie bas carbone. Les détracteurs, eux, craignent que le réseau manque de capacité de stockage pour absorber une telle production solaire et que les propriétaires doivent supporter des coûts importants.

À titre d’exemple suisse récent, le canton de Berne a rejeté une proposition visant à imposer des panneaux photovoltaïques sur tous les bâtiments neufs et existants d’ici à 2040 (à 72 % de non) mais a présenté un contre-projet : obligation uniquement pour les toitures des constructions neuves. Cette version s’adressant au neuf a été approuvée à 67 %.

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Dans son World Energy Outlook 2025, publié le 12 novembre, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) prédit une forte hausse de la demande mondiale d’énergie au cours des prochaines décennies ainsi qu’une demande soutenue en pétrole et en gaz jusqu’en 2050. Elle est ciblée pour céder au trumpisme ambiant en prévoyant, dans un des scénarios, une demande en pétrole encore croissante pour 25 ans.

Ce rapport n’a rien à voir avec les précédents. Après avoir affirmé en 2023 que le pic des énergies fossiles était imminent, l’agence introduit cette année un scénario de prolongation de leur usage.

Ce changement de prévision a immédiatement suscité une levée de boucliers, accusant l’agence de céder au trumpisme ambiant. Certains y voient le signe d’une soumission alors que Washington a récemment reproché à l’agence de décourager les investissements fossiles. Dans une tribune publiée sur Connaissance des Énergies, l’économiste Christian de Perthuis dénonce « un scénario de triomphe de l’Amérique trumpienne ».

Et de poursuivre : « un tel réalignement des perspectives de l’AIE est assez troublant. Il semble peu réaliste d’imaginer un futur énergétique à 25 ans autant impacté par les décisions prises ces dix derniers mois par l’administration trumpienne ».

Le paradoxe: les ENR se développent mais les fossiles ne diminuent pas

L’AIE insiste, sinon, sur la nécessité d’investir massivement dans les réseaux électriques, le stockage et les infrastructures de transport d’énergie pour accompagner la croissance des énergies renouvelables. Elle rappelle que, dans l’Union européenne, les prix moyens de l’énergie demeurent plus de 20 % supérieurs à ceux de la décennie précédente, et que la volatilité du marché pourrait ralentir les efforts d’électrification.

Il y a, dans ce rapport, un paradoxe que l’AIE relève : jamais les investissements dans les énergies décarbonées n’ont été aussi élevés, comme la dépendance au pétrole, au gaz et au charbon n’a paru aussi difficile à se sevrer.

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Après le blackout du 28 avril 2025 sur la péninsule ibérique, le gouvernement espagnol débloque 840 millions d’euros dédiés à des projets de stockage et adopte un « décret de résilience » pour le réseau.

Le lundi 28 avril 2025 à 12 h 33, les réseaux électriques de l’Espagne et du Portugal se sont effondrés : la péninsule ibérique s’est retrouvée totalement coupée du réseau européen. L’Europe a connu son pire blackout depuis plus de vingt ans. En l’espace de quelques secondes, une perte d’environ 2 000 à 15 000 mégawatts (MW) de production a déclenché une montée en tension et une cascade de déconnexions automatiques qui ont conduit à la désynchronisation du réseau espagnol et européen.

En réponse, le ministère de la Transition écologique espagnol annonce un soutien ciblé de 840 millions d’euros issu du fond européen FEDER alloué au capex de 143 projets de stockage pour 2,4 GW et 8,9 GWh. Plus de la moitié des projets (81 sur 143) seront hybridés (stockage + énergies renouvelables), 42 seront des systèmes de batteries autonomes (BESS), 17 des stocks thermiques et 3 des installations de pompage-turbinage.

Faciliter le stockage et le financer, la stratégie espagnole

Si le soutien est passé de 700 millions à 840 millions, c’est parce qu’il y a eu énormément de dossiers déposés. Les régions les plus attractives sont l’Andalousie (39 projets), la Catalogne (17) et Valence (14). Les projets devront sortir de terre sous 36 mois maximum ou avant fin 2029.

Avec ce soutien ciblé au stockage, Madrid a parallèlement approuvé un décret royal consacré à la résilience du réseau. Il contient des mesures pour faciliter l’association du stockage au réseau, donne la priorité aux systèmes hybrides et confie à l’opérateur du réseau de transport d’électricité (Red Eléctrica de España) la tâche de proposer des modifications réglementaires relatives aux oscillations de puissance, aux vitesses de variation de tension et aux limitations techniques ne favorisant pas le stockage.

L’origine de ce plan et de ce soutien vient directement des conclusions de l’étude publiée par ENTSO‑E : le black-out n’a pas été provoqué par une surproduction d’énergies renouvelables, contrairement à ce que disent leurs détracteurs, mais à une instabilité en tension.

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Aux Pays‑Bas, le projet H2 Hollandia installe un électrolyseur de 5 MW et s’intègre au sein d’un parc photovoltaïque de 115 MW afin de transformer 50 % de l’électricité excédentaire en hydrogène vert. Résultat : 50 % des pertes de production solaire absorbées.

Le parc solaire Vloeivelden Hollandia, mis en service en 2021 dans la province du Drenthe (nord-est des Pays-Bas), dispose d’une capacité installée de 115 MW. Son problème est que sa capacité de raccordement au réseau électrique est limitée à 70 MVA et cela crée un écrêtement inéluctable : lorsque la production solaire dépasse ce seuil, l’énergie ne peut pas être vendue et est donc perdue. Comme le rapporte PV magazine, pour remédier à ce gâchis d’électricité verte, les développeurs du projet H2 Hollandia — principalement les entreprises néerlandaises Novar et Avitec — ont décidé d’ajouter un électrolyseur de 5 MW capable de convertir l’électricité solaire directement en hydrogène vert, à hauteur d’environ 300 000 kg par an.

L’électrolyseur n’est pas impacté par l’intermittence du solaire

La différence de taille entre la centrale solaire et l’électrolyseur (respectivement 115 MW contre 5 MW) garantit que l’électrolyseur puisse fonctionner à pleine capacité chaque jour en utilisant la bande inférieure de la production solaire.

L’initiative est permise à plus grande échelle aux Pays-Bas. En août dernier, le pays a octroyé 700 millions d’euros à 11 projets d’hydrogène à grande échelle pour une capacité d’électrolyse cumulée d’environ 600 MW. Le choix de colocaliser production solaire et électrolyse est intéressant : les coûts de raccordement sont onéreux et disposer de sources renouvelables sur site est un atout dans un contexte de volatilité des coûts de l’électricité.

L’hydrogène produit par H2 Hollandia sera vendu en totalité à un acheteur local (inconnu à ce jour) et transporté à l’aide de remorques à cylindres haute pression.

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Alors que les députés ont rétabli en commission des finances la TVA à 5,5 % sur l’abonnement d’électricité, les experts s’écharpent sur la manière de baisser les taxes sur l’électricité pour obtenir le meilleur signal.

En 2025, la part des taxes dans la facture d’électricité a de nouveau grimpé. Depuis le 1ᵉʳ août, la TVA sur l’abonnement est passée du taux réduit de 5,5 % au taux normal de 20 %, aligné sur celui appliqué à la consommation et à l’accise. Ce changement, justifié par une mise en conformité européenne, a rapporté près de 1,5 milliard d’euros supplémentaires à l’État.

Mais la taxe la plus déterminante reste l’accise sur l’électricité, héritière de la CSPE et de la TICFE. Contrairement à la TVA, qui s’applique sur la valeur monétaire d’un bien ou service (les euros dépensés), l’accise frappe directement la quantité d’énergie consommée, exprimée en mégawattheures (MWh). Autrement dit, elle contient une composante volume dont le prix dépend de l’horaire de la consommation.

En 2025, cette accise a connu une remontée spectaculaire : de 21 €/MWh pendant la période de gel du bouclier tarifaire, elle est passée à 33,70 €/MWh en février avant d’être ramenée à 29,98 €/MWh à l’été. Pour les entreprises, les montants oscillent entre 22,50 et 26,20 €/MWh selon la puissance souscrite. Ce retour à la normale contient toutefois une incohérence : alors que la France incite à l’électrification des usages (véhicules, chauffage, industrie…) elle continue de taxer lourdement l’électricité, pourtant considérée comme le vecteur de l’énergie décarbonée.

Accise vs TVA : volume vs prix

Dans son billet publié dans Marianne, Maxence Cordiez estime qu’une baisse de l’accise serait plus pertinente qu’un ajustement de la TVA. Il rappelle que modifier la TVA reste un levier budgétairement risqué : son champ d’application est large, son rendement colossal. Une réduction même minime coûterait des milliards. L’accise, plus ciblée, offre une marge d’ajustement rapide et porte sur l’énergie consommée.

La comparaison avec le gaz naturel renforce cet argument. Son accise, appelée TICGN, s’élève à 16,37 €/MWh depuis janvier 2024, soit presque deux fois moins que celle sur l’électricité. Et la TVA y est identique : 20 % sur la consommation et sur l’abonnement. Résultat : pour un ménage moyen, la fiscalité pèse autour de 20 % sur le gaz, contre près de 25 % sur l’électricité.

La partie accise de l’électricité tend à réduire l’écart entre heures pleines et creuses puisque le MWh est taxé, pas son prix. Réduire l’accise et non la TVA permettrait, selon le billet publié dans Marianne, de ne pas annihiler la réforme des heures pleine/creuse prévue dans le TURPE 7 et entrée en vigueur le 1ᵉʳ novembre.

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Le fabricant chinois Fairland lance une pompe à chaleur résidentielle présentée comme dopée à l’intelligence artificielle et dont le coefficient de performance (COP) atteindrait 7, là où la plupart des concurrents oscillent entre 3 et 5.

La nouvelle pompe à chaleur (PAC) air/eau lancée par le Chinois Fairland, nommée R290 ATW, est proposée en trois capacités nominales : 11 kW, 13 kW et 16 kW. Le plus petit modèle couvre une plage de chauffage allant de 3,75 kW à 13,45 kW avec un COP variant de 4,11 à 7,00 pour des conditions de température extérieure entre 7 et +35 °C. Les versions 13 kW et 16 kW affichent respectivement des plages 4,05-15,10 kW (COP 4,09-6,57) et 6,05-20,64 kW (COP 4,05-6,45).

Un COP impressionnant

C’est un COP jamais vu, 40 % supérieur à la moyenne des PAC selon l’entreprise chinoise. Il correspond à un rendement très élevé, car, s’il est réellement atteint, la PAC produit 7 unités de chaleur pour une unité d’électricité consommée. Son utilisation promet donc d’être extrêmement économique. D’après une récente étude de l’Ademe, seules les PAC géothermiques atteindraient des COP de 7.

L’innovation ne tient pas uniquement au coefficient de performance. La pompe à chaleur utilise le fluide frigorigène R290 (propane), un choix qui séduit pour son faible impact environnemental. Son potentiel de réchauffement climatique se situe autour de 3, contre 650 pour le R32, gaz actuellement très répandu.

L’intelligence artificielle pour optimiser les performances ?

Autre atout de la PAC selon la marque : l’IA intégrée, un argument très en vogue ces temps-ci. Fairland indique que la « technologie AI Inverter » permet un contrôle précis du fonctionnement pour optimiser l’usage du fluide R290 et permettre à chaque composant de fonctionner en harmonie pour maximiser la performance. Par ailleurs, un système de refroidissement liquide interne permettrait de recycler presque toute la chaleur émise par la carte de commande, réduisant ainsi le gaspillage énergétique et prolongeant la durée de vie des composants.

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Selon une étude d’E-CUBE Strategy Consultants pour la Société française d’énergie nucléaire (SFEN), les petits réacteurs modulaires (SMR) et avancés (AMR) pourraient fournir plus de 100 térawattheures de chaleur décarbonée en France d’ici 2050.

Dans une étude menée par le cabinet de conseil E-cube pour la SFEN, le potentiel de production de chaleur des mini réacteurs nucléaires SMR/AMR est estimé à plus de 100 térawattheures thermiques (TWh_th) dont 70 TWh_th/an pour l’industrie et jusqu’à 33 TWh_th/an pour les réseaux de chaleur urbains. Ce marché cible une soixantaine de clusters industriels, essentiellement dans le nord et l’est, là où les besoins thermiques dépassent 160 GWh_th/an qui est le seuil de rentabilité pour un module de 20 MW_th.

Pour y voir plus clair, nous avons interviewé Philippe Abiven, associé d’E-CUBE Strategy Consultants. Selon lui, « les projets soutenus par France 2030 couvrent l’intégralité du spectre SMR-AMR : du petit réacteur de 20 MW_th à plus de 1000 MW_th aux modèles de 110 °C pouvant atteindre 800 °C ». Ces gammes permettent d’adresser la plupart des procédés français, dont 50 % nécessitent une chaleur inférieure à 250 °C, notamment dans l’agroalimentaire, le papier ou la chimie. « La vapeur issue des SMR peut couvrir une grande part des besoins actuels. Même pour des procédés à plus haute température, le nucléaire peut assurer la phase de préchauffage », complète-t-il.

Des conceptions qui évoluent

Les projets soutenus par France 2030 reflètent cette diversité en puissance et température : Calogena (30 MW_th, 110 °C) cible les réseaux de chaleur, Jimmy (10 à 20 MW_th, 500 °C) les procédés industriels tandis que Naarea, Hexana ou Blue Capsule développent des réacteurs à sels fondus ou à neutrons rapides capables d’atteindre les 600 à 750 °C. Ces designs restent en évolution et « c’est bien normal », souligne Philippe Abiven : « certains composants déjà qualifiés peuvent venir remplacer des éléments du design actuel pour apporter une meilleure valeur économique ou simplement fabriquer plus vite le réacteur. »

L’étude souligne également que 140 TWh_th, soit 80 % de la chaleur industrielle française, sont techniquement adressables par au moins une technologie nucléaire modulaire. Mais la part réellement exploitable dépendra de la compétitivité et du calendrier de déploiement.

Si peu d’acteurs publient leurs chiffres, certains visent un coût de 40 à 60 €/MWh_th pour la chaleur. À titre indicatif, si un réacteur de grande capacité pour lequel le LCOE (coût actualisé de l’énergie) cible est aux alentours de 100 €/MWh électriques, un SMR cogénéré pourrait valoriser sa chaleur à environ 33 €/MWh_th (rendement d’un tiers pour la conversion).

Les premiers démonstrateurs attendus dans une dizaine d’années

La maturité industrielle reste, en revanche, inégale. Certaines jeunes entreprises ont sécurisé leur chaîne d’approvisionnement et leurs permis de construction alors que d’autres sont encore à la recherche de partenaires ou de financements.

Les premiers démonstrateurs français ne sont pas attendus avant 2030-2040 alors que nombre d’industriels s’engagent déjà dans des conversions à l’électricité, au biogaz ou à la biomasse. « Certains calendriers de décarbonation sont retardés, observe Philippe Abiven. Mais même si les industriels visent des objectifs à court terme, il y aura une deuxième phase où les SMR trouveront leur place. » Notamment, l’inclusion de nouveaux procédés industriels comme la conversion finale d’une aciérie à l’hydrogène produit localement (que ce soit avec la chaleur nécessitée par l’électrolyse haute température ou l’électricité d’un électrolyseur) et aux fours à arc électrique alimentés par les S/AMR.

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Eolien, hydroélectricité, solaire, la tempête Benjamin a largement modifié le mix électrique lors de son passage. Retour sur son influence grâce aux données de production fournies par RTE.

Eco2mix, le site de RTE pour suivre le système électrique français est passionnant. Il livre toutes les informations sur la production, filière par filière, du passage de la tempête Benjamin sur toute la France, du jeudi 23 au dimanche 26 octobre.

Qui dit tempête dit beaucoup de vent. Sur ces quatre jours de tempête, l’éolien n’est pas passé, nationalement, sous les 7 GW. Ce minimum est supérieur au maximum observé la semaine précédente avec des vents faisant tourner les éoliennes à environ 4 GW.

Lors de l’arrivée de la tempête, l’éolien est passé de 4 GW à 18 GW au point d’être écrêté une premier fois la nuit du 22 au 23 octobre (redescendu à 11 GW) pour ensuite remonter à pleine puissance pour passer la matinée du 23 avant d’être à nouveau écrêté à 11 GW l’après-midi du 23 octobre et la puissance des éoliennes est ensuite revenue à un état stationnaire autour de 10 GW.

La tempête a relativement masqué le soleil. La cloche solaire, qui dépassait les 15 GW deux semaines avant la tempête, est péniblement passée au-dessus de 8 GW.

Du fil de l’eau et du pompage avec les pluies

Il y a eu beaucoup d’eau. L’hydroélectricité a tourné à plein régime. Avec une moyenne aux alentours de 5 GW en septembre, la tempête a poussé l’hydro à plus de 6 GW avec des pics réguliers au-dessus des 10 GW. D’ordinaire autour des 10 % du mix électrique, l’hydro a fréquemment atteint une part de 16 % de la puissance de production instantanée.

Conséquence de l’abondance des productions renouvelables, le nucléaire a dû moduler. La semaine précédant la tempête, il s’établissait autour de 40 GW à plus ou moins 4 GW de modulation. Le passage de la tempête Benjamin a entraîné une modulation d’une profondeur de 15 GW. La production nucléaire est passée de 45 GW avant la tempête à 33 GW pendant la première nuit, avant de remonter à 43 GW, puis chuter à 30 GW le 26 octobre, à 13 heures.

L’exportation d’électricité n’a pas franchement varié. Il n’y a que le pompage qui a absorbé à la fois l’excédent nocturne et la cloche solaire. Enfin, le bandeau rouge reflétant la production d’électricité issue du gaz a été bien plus fin durant la tempête (moins de 1 GW contre des pics à 5 GW la semaine précédente), preuve que l’abondance des renouvelables décarbone le mix électrique.

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Alors que les prix de gros de l’électricité continuent de baisser, l’édition 2025 du baromètre du Médiateur national de l’énergie met en évidence une aggravation de la précarité énergétique : plus d’un tiers des foyers français peinent à régler leurs factures et près des trois quarts restreignent leur chauffage pour raisons financières.

Selon le « baromètre énergie‑info 2025 » publié par le Médiateur de l’énergie, 36 % des foyers français déclarent avoir eu des difficultés à payer leur facture de gaz ou d’électricité au cours des douze derniers mois. Ils étaient 28 % en 2024 et à 18 % en 2020.

L’étude révèle aussi que 74 % des ménages ont restreint leur chauffage pour des raisons financières, en légère baisse par rapport aux 79 % observés en 2023. Ainsi, des millions de ménages restent vulnérables et que la crise de l’énergie n’est pas derrière eux.

Le marché se détend, pas la précarité

Cette précarité d’une grande partie des français contraste avec la tendance des marchés de gros de l’électricité. Malgré une grande volatilité, le prix de l’électricité tend à baisser au fil des semaines. Pour 2026, il a même atteint un plus bas historique en passant brièvement sous la barre des 55€/MWh. Le Médiateur rappelle que cette baisse tarde à se répercuter sur les factures des ménages car celles-ci incluent les taxes et coûts de réseau pour deux tiers de la facture. D’ailleurs, il n’est pas exclu que la TURPE (Tarif d’utilisation du réseau public d’électricité) augmente de nouveau en 2026, pour financer la modernisation des infrastructures et l’intégration des énergies renouvelables.

La distribution du Chèque énergie a, certes, participé à soulager certains ménages mais ses dysfonctionnements, notamment le retardement du versement automatique à novembre 2025, a pénalisé 61 % des bénéficiaires. Environ 35 % d’entre eux ont fait face à des impayés d’énergie et 10 % ont subi une coupure ou réduction de puissance.

Face à ces constats, le Médiateur propose d’interdire les coupures d’électricité pour impayés et instaurer un droit à une fourniture minimale d’électricité. Ces pratiques sont « d’une grande violence pour les foyers les plus vulnérables » et plaide en faveur d’un mécanisme alternatif de limitation de puissance plutôt qu’une coupure totale.

Le baromètre apporte aussi des données d’usage : 51 % des foyers disposent de l’option heures pleines/heures creuses, mais 14 % de ces foyers ne connaissent pas les horaires exactes de leur tranche heures creuses. Enfin, bonne nouvelle, le Médiateur rappelle que, depuis 2019, près de 9 consommateurs sur 10 savent qu’ils peuvent changer de fournisseur d’énergie.

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Aides publiques, chute du coût du stockage et généralisation du solaire résidentiel, l’Australie installe des batteries à domicile à tout va. En quelques mois, des centaines de milliers de foyers ont équipé leurs maisons de systèmes de stockage.

Depuis le lancement, en juillet 2025, du programme Cheaper Home Batteries Program (CHBP), l’Australie enregistre une flambée des installations de batteries à domicile.

Plus de 11 500 demandes ont été déposées dans les trois semaines suivant le démarrage du dispositif, qui offre jusqu’à 30 % de subvention. Le programme a déjà permis d’atteindre 2 gigawattheures (GWh) de capacité domestique installée à l’échelle du pays, soit une multiplication par deux en l’espace de quelques mois.

Selon le journal RenewEconomy, plus de 100 000 batteries ont été installées en 17 semaines, avec une capacité moyenne proche de 25 kWh. Cette énergie stockée dépasse la consommation de la plupart des foyers australiens. Désormais, les ménages ne cherchent plus seulement à réduire leur facture mais aussi à participer activement à la stabilité du réseau électrique.

Un effet d’entraînement du solaire résidentiel

L’Australie est depuis longtemps championne du solaire domestique. Cette base solide crée aujourd’hui un environnement propice au stockage : nombre de foyers équipés de panneaux ajoutent désormais une batterie pour mieux valoriser leur production. Beaucoup d’installations récentes sont d’ailleurs des systèmes « batterie seule » venant compléter des toitures déjà solaires relève le Guardian.

La batterie domestique permet de maximiser l’autoconsommation en utilisant la production solaire plutôt que de la revendre à bas prix. Elle offre aussi une protection contre les coupures de courant fréquentes dans certaines régions. L’appétit pour des batteries de grande capacité s’explique aussi par leur rôle croissant dans les réseaux virtuels : regroupées, elles peuvent soutenir le réseau national.

Le succès des batteries vient également de l’érosion progressive des tarifs de rachat de l’électricité solaire injectée sur le réseau. Mieux vaut désormais stocker son électricité que la vendre en Australie.

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Avec la croissance des énergies renouvelables, l’Union française de l’électricité (UFE) formule quinze recommandations pour déployer massivement les flexibilités.

Assurer à chaque instant l’équilibre entre production et consommation : telle est la mission première d’un système électrique et de ses responsables d’équilibre. Pour atteindre justement cet équilibre en temps réel, les flexibilités comblent, dans un sens ou dans l’autre, l’écart entre production et consommation. Avec la montée en puissance des énergies renouvelables intermittentes, la production s’adapte moins à la consommation. L’Union française de l’électricité (UFE) publie ainsi un document de recommandations pour considérer les flexibilités déployables dès aujourd’hui.

La modulation de la production, le pilotage de la demande, le stockage et les interconnexions sont autant de familles de flexibilités. Les centrales pilotables (nucléaire, hydraulique ou thermique) couvrent encore une grande part des besoins de modulation là où la modulation de la consommation doit encore monter en puissance. L’UFE mise désormais sur le pilotage à distance : bornes de recharge, électrolyseurs, pompes à chaleur ou bâtiments intelligents. Ces technologies permises notamment par les compteurs Linky pourront déplacer les consommations vers les heures les moins tendues sur le réseau.

Avoir les bons indicateurs et déployer certaines flexibilités

L’UFE propose de monitorer les volumes modulés suivant l’activité sur les marchés d’ajustement, le déploiement des capacités de stockage ou encore le nombre d’offres de fourniture dynamiques. Le lobby plaide pour les intégrer à l’observatoire de l’électrification prévu dans la future PPE.

Enfin, l’UFE livre quinze recommandations comme : garantir la stabilité et la neutralité technologique des mécanismes de marché, encourager les investissements flexibles via des appels d’offres bonifiés, faciliter l’accès à la donnée énergétique ou faire évoluer la tarification réseau (heures pleines/heures creuses) pour inciter au décalage des usages. L’UFE appelle également à accélérer la mise en œuvre du contrat d’accès au réseau pour le stockage et à renforcer les interconnexions européennes.

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La liste des modules asiatiques désormais compatibles avec le taux de TVA à 5,5 % sur les installations photovoltaïques résidentielles s’est récemment allongée. Les fabricants, notamment chinois, ont rapidement adapté leurs chaînes de production aux nouveaux critères environnementaux français.

Depuis la parution de l’arrêté du 8 septembre 2025, le dispositif gouvernemental français prévoit qu’à partir du 1ᵉʳ octobre de la même année les installations photovoltaïques résidentielles jusqu’à 9 kWc peuvent bénéficier d’un taux de TVA réduit à 5,5 %, à condition que les modules installés respectent des critères environnementaux plus stricts.

Parmi ces critères : un bilan carbone des modules inférieur à 530 kg de dioxyde de carbone équivalent par kilowatt crête (kgCO₂eq/kWc), une teneur en argent inférieure à 14 mg/W, une teneur en plomb inférieure à 0,1 % et aucun cadmium. Aussi, l’installation doit s’appuyer sur un système de gestion d’énergie (EMS) permettant de piloter la consommation en temps réel.

Des fabricants chinois déjà aux normes

Initialement conçue pour favoriser l’autoconsommation des particuliers et dynamiser le marché solaire résidentiel français, cette TVA réduite vise également à encourager l’utilisation de modules à faible empreinte carbone et, indirectement, à relocaliser ou renforcer la production en Europe.

Or, PV Magazine révèle que plusieurs fabricants asiatiques — notamment JinkoSolar et DMEGC Solar — ont annoncé des modules conformes à ces critères et donc éligibles à la TVA à 5,5 %. Ainsi, JinkoSolar a annoncé un module de 500 Wc avec un bilan carbone de 520 kg CO₂eq/kWc, soit juste en deçà du seuil fixé. DMEGC Solar quant à lui, référence un module affichant 502,658 kg CO₂eq/kWc et respecte les autres critères environnementaux (argent, plomb, cadmium).

Un dispositif déjà rattrapé par les fabricants asiatiques

Pour les installateurs et les particuliers, cette ouverture élargit l’offre de modules éligibles à une TVA réduite, favorisant la baisse des coûts d’installation et ce, à un coût environnemental moindre, notamment tiré d’une réallocation des productions chinoises, donc les panneaux les plus verts s’orientent vers l’Europe.

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Le jeune fournisseur d’électricité Sobry propose une offre calée sur le prix du marché de gros, heure par heure. Elle vante une liberté dans la pleine exploitation des opportunités du marché tout en exposant, elle le met moins en avant, aussi les consommateurs à une volatilité qu’ils ne maitrisent pas toujours.

Sobry se présente comme une alternative aux fournisseurs d’électricité classiques souvent accusés d’opacité et de marges excessives. Sa proposition est simple : « le prix dynamique vous donne accès au prix réel de l’électricité, heure par heure, (…) sans marge cachée ». Le tarif, indexé en temps réel, est accompagné d’un abonnement fixe (1,5 € HT par mois et par kVA) et d’un plafond censé protéger des emballements extrêmes.

En période de surproduction solaire ou éolienne, quand les prix s’effondrent, Sobry permet de payer son électricité au plus bas. Le fournisseur y voit une opportunité pour baisser la facture des consommateurs et l’intensité carbone du mix électrique.

Les abonnés exposés à des prix extrêmement volatils

Mais ce modèle « tout marché » ne convient pas à tout le monde. En exposant la facture du particulier au marché de l’électricité, Sobry expose ses clients à la volatilité d’un marché parfois imprévisible. Les flambées de prix observées ces dernières années rappellent qu’une crise géopolitique ou un hiver rigoureux peuvent faire grimper le coût du kilowattheure de façon brutale. Certes, un plafond tarifaire limite les excès mais les variations quotidiennes peuvent suffire à alourdir la facture des ménages peu flexibles, qui ne peuvent pas piloter leurs équipements pour bénéficier des prix bas voire négatifs. Cette offre ne s’adresse pas à eux.

L’offre de Sobry est donc avantageuse lorsque la consommation est largement modulable et hors période de crise. Pour profiter pleinement du modèle, encore faut-il décaler sa lessive à midi, lancer son chauffe-eau ou recharger sa voiture la nuit.

Sobry mise sur la pédagogie, la technologie et le marché pour surmonter ces obstacles : application mobile, alertes de prix (suivant trois couleurs), outils de programmation (des radiateurs…). Mais rares sont les ménages ayant une fine compréhension des marchés de l’électricité. Alors, le marché suffira-t-il à envoyer les signaux prix suffisants ? Un précédent fournisseur, Barry, avait déjà tenté de proposer une offre à tarification dynamique avant de disparaître au printemps 2022, en pleine envolée des prix de l’électricité sur les marchés.

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Près d’un quart des scientifiques du Centre national de la recherche scientifique (CNRS) travaillent sur les énergies renouvelables et particulièrement sur le solaire. La cellule énergie compte 280 laboratoires et 5 600 chercheurs.

Depuis sa création en 2012, la cellule énergie du CNRS ne cesse de grandir et de prendre une place importante dans la recherche française. Sous la direction d’Abdelilah Slaoui, elle coordonne aujourd’hui 280 laboratoires et 5 600 chercheurs du CNRS, universitaires et ingénieurs. Sa mission est de fédérer les initiatives, financer les idées émergentes et préparer les programmes de recherche à grande échelle, qu’ils soient nationaux ou européens.

Le solaire en tête

Et dans cette cellule énergie, le solaire concentre une part importante des efforts. Photovoltaïque, thermique ou solaire concentré : ce sont autant de filières où le CNRS collabore avec des acteurs industriels comme TotalEnergies ou EDF, notamment au sein de l’Institut photovoltaïque d’Île-de-France (IPVF). Les chercheurs y développent des cellules tandem capables d’optimiser la captation de la lumière avec des applications attendues d’ici trois à cinq ans, explique le directeur de la cellule énergie aux Échos.

Mais la transition ne se limite pas à l’électricité solaire. Le CNRS explore trois autres axes majeurs : l’électrification des procédés industriels, le développement de nouvelles molécules produites à partir de méthodes faiblement émettrices et la gestion intelligente de l’énergie. Leurs travaux portent ainsi sur des systèmes d’arc électrique pour la sidérurgie, sur la valorisation du véhicule électrique comme outil de stockage ou encore sur le suivi en temps réel des piles à combustible à hydrogène. Dans le domaine des batteries, un focus est notamment porté sur leur vieillissement et leur recyclabilité.

Passer à l’industrialisation

Derrière ces innovations, l’objectif est de leur permettre de passer à l’échelle industrielle. Si l’État a massivement investi dans des programmes prioritaires de recherche – hydrogène bas carbone, batteries, décarbonation de l’industrie –, le « chaînon manquant » demeure la phase de déploiement et elle repose sur les industriels et les investisseurs.

Abdelilah Slaoui aimerait qu’ils acceptent de prendre des risques comparables à ceux assumés par leurs homologues étrangers et qu’ils surmontent leur « frilosité », regrette-t-il.

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