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

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

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

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Guirlande LED vs guirlande à incandescence : les relevés de consommation

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

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

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

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

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

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

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

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

Quel impact à l’échelle nationale ?

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

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

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

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Mobiliser une petite centrale hydroélectrique

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Le producteur français d’énergie renouvelable Akuo vient d’annoncer le lancement d’un projet d’envergure en Nouvelle-Calédonie : la construction de l’une des plus importantes centrales de stockage d’électricité de France.

Implantée à Boulouparis (province Sud), cette batterie de plus de 200 MWh, dont le chantier vient de démarrer, devrait être mise en service au troisième trimestre 2027. Une fois opérationnelle, elle sera capable de délivrer 50 MW pendant trois heures chaque jour, sur une durée contractuelle de douze ans. Sa capacité de stockage en fera la plus puissante batterie de France, ex aequo avec la batterie de Cheviré (Harmony Energy), mise en service en aout 2025.

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Stabiliser un réseau électrique insulaire non interconnecté

L’objectif principal de ce site de stockage sera de stabiliser le réseau électrique calédonien tout en facilitant l’intégration des énergies renouvelables. Concrètement, elle stockera l’électricité solaire produite en journée pour la réinjecter durant le pic de consommation du soir. Avec ses 150 MWh de capacité utile (sur le 200 MWh nominaux), elle pourra couvrir l’équivalent de la consommation de Nouméa pendant environ trois heures.

Dotée d’une technologie « grid forming », l’installation aura la capacité de créer et de stabiliser la tension et la fréquence du réseau, un atout majeur pour absorber une part croissante d’énergies renouvelables dans le mix électrique local.

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Des revenus pour les tribus locales

Akuo n’en est pas à son premier projet sur l’île : le groupe exploite déjà trois fermes solaires en Nouvelle-Calédonie, dont la centrale photovoltaïque de Kwita Wije à Boulouparis (6 MWc), couplée à une station de stockage de 3 MW/3 MWh.

Le financement du projet repose sur un partenariat public-privé associant plusieurs établissements bancaires et l’Agence française de développement. Ce projet présente une particularité étonnante : trois tribus coutumières locales, représentées par les groupements Wiwa et Wije, sont également actionnaires, leur permettant de bénéficier des retombées économiques de l’exploitation, promet Akuo.

Cette infrastructure s’inscrit dans la stratégie ambitieuse du gouvernement néocalédonien, qui vise une réduction de 75 % des émissions de gaz à effet de serre d’ici 2035.

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Dix-huit ans après le premier coup de pioche, le réacteur nucléaire EPR de Flamanville a atteint, pour la première fois, sa puissance maximale. Une étape symbolique avant la mise en service commerciale, qui interviendra d’ici plusieurs semaines, au terme d’une série de tests.

L’émotion devait être palpable, dimanche 14 décembre à 11h37, dans la salle de commande de l’EPR de Flamanville. Le réacteur nucléaire, qui a connu de multiples déboires depuis sa mise en chantier en 2007, a enfin atteint 100 % de sa puissance nominale, produisant 1 669 mégawatts (MW) de puissance électrique brute. Cette performance en fait aussi l’unité de production électrique la plus puissante jamais mise en service en France.

Cette montée en puissance complète intervient deux jours après l’autorisation délivrée par l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), qui a permis au réacteur de dépasser le palier des 80 % atteints précédemment.

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Des essais avant la mise en service définitive

L’atteinte des 100 % ne marque cependant pas la fin du programme de démarrage. Cette première montée en puissance maximale a pour objectif de tester l’ensemble des matériels dans leurs conditions nominales de fonctionnement, de réaliser des relevés techniques précis et de vérifier que tous les systèmes répondent aux spécifications attendues, explique EDF par communiqué.

Dans les semaines à venir, le réacteur connaîtra des variations de puissance pour poursuivre les essais à différents paliers. Une intervention est également programmée sur un poste électrique interne, nécessaire avant la mise en service commerciale définitive. Ces opérations s’inscrivent dans le cadre normal des procédures de démarrage d’une installation de cette envergure.

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Cinq ans après sa création, Verkor a inauguré le 11 décembre sa première gigafactory de cellules de batteries lithium-ion bas-carbone à Bourbourg, près de Dunkerque. Cette usine marque le passage de la startup grenobloise à l’industrialisation à grande échelle, positionnant la France comme un acteur majeur de la filière batterie européenne.

Avec une capacité initiale de 16 gigawattheures (GWh) par an, le site va créer 1 200 emplois directs et 3 000 emplois indirects. Les premières batteries lithium-ion commerciales destinées aux véhicules électriques Alpine A390 sont attendues courant 2026. L’ambition de Verkor est d’atteindre 50 GWh de capacité d’ici 2030, ce qui en ferait l’un des principaux producteurs européens.

Le projet s’appuie sur une stratégie de développement à deux sites. Le Verkor Innovation Centre de Grenoble, opérationnel en continu, a produit des dizaines de milliers de cellules tests et validé les procédés avant leur transfert vers Dunkerque. Cette ligne pilote a permis de garantir la fiabilité industrielle et d’assembler les premiers modules, explique la firme.

L’usine dunkerquoise, dotée d’une architecture numérique propriétaire, sera par ailleurs alimentée en électricité nucléaire puisque Verkor a signé début décembre un contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN) avec EDF.

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Un financement mêlant public et privé

Verkor a récolté plus de 3 milliards d’euros depuis 2020, mobilisant un écosystème financier alliant secteur public et investisseurs privés. Parmi les soutiens figurent Macquarie Asset Management, Meridiam, Renault Group, EQT Ventures, ainsi que la Banque européenne d’investissement, l’État français via France 2030, la région Hauts-de-France et l’ADEME.

Cette inauguration tombe à point, alors que l’Europe cherche à réduire sa dépendance aux batteries asiatiques. Verkor espère s’imposer comme un acteur incontournable de la mobilité électrique en Europe.

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Un compensateur synchrone de 180 tonnes, première installation mondiale de ce type selon EDF, vient d’être inauguré à Jarry (Guadeloupe) pour accompagner l’essor des énergies renouvelables intermittentes dans l’archipel.

EDF a inauguré, le 10 novembre, un équipement particulièrement rare, sur le site de la centrale thermique de Pointe Jarry en Guadeloupe : un compensateur synchrone. Cette machine doit sécuriser le réseau électrique guadeloupéen, en contribuant à la stabilité de la fréquence et de la tension. Le principe du compensateur synchrone est assez simple : il s’agit d’un alternateur de grande taille tournant à vide. En rotation continue, son rotor reproduit l’inertie naturellement générée par les turbines des centrales thermiques, nucléaires ou hydroélectriques. Capable d’injecter ou d’absorber de l’énergie réactive en quelques millisecondes, c’est un moyen de régulation très rapide de la tension et de la fréquence électrique.

Ce genre d’appareil est peu répandu dans le monde et pour cause, il est surtout adapté aux réseaux électriques pas ou peu interconnectés dotés d’une forte puissance installée d’énergies renouvelables intermittentes comme l’éolien et le solaire. C’est le cas de la Guadeloupe. L’archipel s’est fixé un objectif ambitieux : atteindre l’autonomie énergétique d’ici 2035. Problème : les sources renouvelables produisent de manière très aléatoire, créant des fluctuations difficiles à gérer sur un réseau isolé. Le compensateur synchrone lève cet obstacle technique qui bridait jusqu’alors l’intégration massive de ces énergies.

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Une première mondiale

Lancé en 2019, ce projet représente un investissement de plus de 20 millions d’euros. Mais les retombées promettent d’être substantielles : cinq millions d’économies annuelles pour la collectivité et une réduction des émissions de CO₂ de 30 000 tonnes chaque année. Ce compensateur est une « première mondiale » selon Marie-Line Bassette, directrice d’EDF Archipel Guadeloupe, qui ne détaille toutefois pas les raisons qui rendent cette installation inédite.

L’expérience guadeloupéenne devrait être reproduite dans d’autres territoires ultramarins confrontés aux mêmes enjeux de stabilité et d’intégration des renouvelables, puisque des appels d’offres ont déjà été passés.

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Ekwateur lance une offre de Noël limitée aux 5 000 premières souscriptions, où il propose un tarif du kilowattheure particulièrement bas en option base. Le rabais atteint -22 % par rapport au tarif réglementé, ce qui en fait l’offre la moins chère au moment où nous publions cet article.

Le fournisseur alternatif d’énergie « verte » Ekwateur, qui compte environ 130 000 clients, frappe un grand coup pour les fêtes avec son offre « -22 %». Cette promotion limitée aux 5 000 premières souscriptions propose un tarif du kilowattheure à 0,1601 € TTC (0,1034 € HT), soit 22 % de moins que le tarif réglementé EDF actuellement fixé à 0,1952 € TTC.

Il s’agit du tarif le plus compétitif du marché français pour les foyers en option base à ce jour. Les fournisseurs baissent sensiblement les prix pour les particuliers ces derniers mois, conséquence de la dégringolade des tarifs de l’électricité sur le marché de gros, notamment due à l’atonie de la demande.

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Pas de rabais sur l’option heures pleines / heures creuses

Concrètement, un ménage moyen en compteur 6 kVA option base paiera 1 148 € par an contre 1 357 € au tarif réglementé selon Ekwateur, soit une économie de 209 € annuels. L’abonnement mensuel reste aligné sur les tarifs réglementés, à quelques centimes près : 15,59 € TTC pour un compteur 6 kVA et 23,58 € TTC pour un 12 kVA, par exemple. Autre avantage de taille : le prix du kWh est garanti fixe pendant un an, contrairement au tarif bleu EDF qui peut évoluer jusqu’à deux fois par an.

Attention toutefois, cette offre ne concerne que l’option tarifaire « base » et les puissances inférieures à 36 kVA. Étrangement, Ekwateur ne propose pas de rabais sur l’option « heures pleines/heures creuses ». Elle s’adresse donc particulièrement aux petits et moyens consommateurs.

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Non loin de Marseille, le projet Deos, qui devait faire de la zone portuaire de Fos-sur-Mer un site majeur d’assemblage d’éoliennes en mer de très grande taille, doit revoir ses plans à la baisse. La proximité de la base aérienne 125 d’Istres, la plus grande de France, limite fortement la hauteur des installations.

Autour de la très stratégique base aérienne d’Istres (Bouches-du-Rhône), aucune structure ne peut dépasser le plafond de 190 m fixé par les militaires. Même à plus de 10 km de distance. Une restriction qui compromet le scénario initial du projet Deos, qui prévoyait d’ériger des structures capables d’assembler des turbines de 300 mètres de hauteur, aussi grandes que la tour Eiffel. Ces mastodontes devaient éclipser les trois premières éoliennes du tout proche parc Provence Grand Large, en service depuis l’été 2025 dans le golfe de Fos avec leurs 175 mètres.

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Construire des flotteurs plutôt que des éoliennes

Aucune dérogation n’est envisageable à ce jour selon le Grand port maritime de Marseille (GPMM), sur lequel le projet doit être construit. Cette contrainte force le projet à se réorienter vers une solution alternative, moins grandiose. Le plan B prévoit donc d’affecter les 120 hectares (75 terrestres et 45 maritimes avec un kilomètre de quai) à la seule fabrication des flotteurs, ces socles qui soutiennent les éoliennes flottantes. L’assemblage final des turbines serait quant à lui délocalisé vers Port-la-Nouvelle dans l’Aude, préservant ainsi une production régionale sur le pourtour méditerranéen.

Cette réorganisation intervient alors que la côte méditerranéene française s’apprête à accueillir plusieurs parcs éoliens flottants. Entre Fos et Port-la-Nouvelle, l’objectif fixé vise une capacité de 4,2 gigawatts d’ici 2050 – soit presque trois fois la puissance de l’EPR de Flamanville. Trois sites pilotes testent actuellement différentes technologies avant le déploiement des premiers parcs industriels programmé pour 2031-2032. Reste à savoir si les exigences militaires évolueront d’ici la livraison du terrain, prévue fin 2028.

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Le fournisseur d’énergie a lancé début décembre une vaste campagne de rappel de ses boîtiers « Mon Pilotage Elec », qui présentent des risques de surchauffe pouvant provoquer des départs de feu.

Depuis quelques jours, Engie alerte ses clients par courriers électroniques : les thermostats connectés « Mon Pilotage Elec » doivent être déposés d’urgence. Une fiche de rappel a également été émise sur le site gouvernemental Rappel Conso. Ces équipements, destinés à piloter à distance des radiateurs électriques via une application smartphone, peuvent surchauffer et déclencher des incendies, selon les informations révélées par franceinfo le 5 décembre.

« Dans le cadre d’une procédure d’évaluation interne, nous avons détecté que ces boîtiers pouvaient présenter des risques de surchauffe et de départ d’incendie », indique l’énergéticien dans son message aux utilisateurs. Les clients concernés sont invités à prendre rendez-vous avec un technicien qui se chargera de démonter les dispositifs défectueux.

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Pas de solution de remplacement

La situation se complique pour les utilisateurs : aucun thermostat de substitution n’est prévu dans l’immédiat. Le prestataire qui fabriquait ces équipements a cessé son activité, laissant les clients sans alternative. Ces boîtiers, commercialisés entre 150 et 250 euros sur le site d’Engie, étaient également proposés gratuitement aux participants du programme d’effacement diffus Tiko. Ce dispositif permettait au fournisseur de réduire la température d’un degré lors des pics de consommation électrique nationale, en échange de l’équipement gratuit.

Engie assure toutefois que les thermostats peuvent continuer à fonctionner jusqu’à leur désinstallation par un professionnel, malgré les risques identifiés.

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Le plus grand système de stockage d’énergie thermique à base de sable au monde se trouvera de nouveau en Finlande. Polar Night Energy, spécialiste des « batteries au sable », et le fournisseur d’énergie Lahti Energia ont annoncé leur collaboration pour un projet majeur destiné au réseau de chauffage urbain de la ville de Vääksy.

Durant l’été 2025, la Finlande inaugurait déjà le plus grand système de stockage thermique au sable. Une installation de 1 MW de puissance pour 100 MWh de capacité située à Pornainen, qui sera répliquée à bien plus grande échelle. Cette fois, c’est la localité de Vääksy qui bénéficiera de ce système, conçu par la même start-up, Polar Night Energy.

Le site disposera d’une puissance de 2 MW et d’une capacité de stockage de 250 MWh, lui permettant de fonctionner en autonomie pendant 125 heures. Le principe est aussi simple qu’efficace : du sable naturel local, contenu dans un silo de 14 mètres de haut sur 15 mètres de large, sera chauffé par de l’électricité jusqu’à 500 °C. Cette chaleur sera ensuite restituée pour alimenter le réseau de chauffage urbain en fonction des besoins.

Les bénéfices environnementaux annoncés sont importants. Le projet devrait réduire de 60 % les émissions liées à l’utilisation d’énergies fossiles sur le réseau de chauffage de Vääksy, notamment grâce à une diminution de 80 % de la consommation de gaz naturel et de copeaux de bois. Le système sera également dimensionné pour participer aux marchés de réserve et d’équilibrage du réseau électrique national Fingrid. Le chantier sera lancé début 2026 pour une mise en service prévue à l’été 2027.

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Le cours du cuivre enfle, et avec lui, les vols de câbles électriques. Si le phénomène n’a pas encore été quantifié, plusieurs opérateurs de bornes de recharge rapides pour véhicules électriques signalent la découpe de leurs câbles depuis quelques mois. En région parisienne, l’un d’eux vient de se faire dérober des câbles, dont le coût de remplacement est ahurissant. L’opérateur nous détaille les conséquences importantes de ce genre de larcin.

La SNCF n’est pas seule à souffrir des vols de câbles électriques à répétition. Depuis la hausse des cours du cuivre, le réseau de bornes de recharge rapide pour véhicules électriques est également touché. « Pour les voleurs, c’est plus simple de s’en prendre aux bornes plutôt qu’au réseau ferré », explique Marc Boitel, le directeur de projet mobilité décarbonée du syndicat des énergies de Seine-et-Marne (SDESM), récemment victime d’un vol de câble.

Les bornes sont très faciles d’accès contrairement aux emprises ferroviaires, et « quand la voiture n’est pas branchée, il n’y a pas de courant qui circule dans les câbles ». Les malfrats ne risquent donc pas de s’électrocuter en s’attaquant aux bornes pour voitures électriques. Un larcin express au moyen d’une simple meuleuse sur batteries ou d’un coupe-câble, dont les conséquences sont importantes pour l’opérateur comme l’utilisateur.

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Pour une centaine d’euros de cuivre, 5000 € de réparations

Le SDESM a en effet dû débourser 5 000 euros hors taxes pour remplacer les deux câbles de 5 m chacun sur la borne rapide concernée par le vol, une DBT Milestone achetée 41 000 euros HT. « 5 000 euros pour des câbles qui en valent 100 à la revente, c’est complètement absurde », déplore Marc Boitel. Le tarif de la réparation est exorbitant, le syndicat étant contraint de faire appel à un prestataire mandaté par le fabricant de la borne, qui est toujours sous garantie. « C’est le prix que nous avons constaté sur d’autres réseaux [concernés par des vols, NDLR] », assure-t-il.

Au-delà de la somme avancée pour remettre en service la borne, l’autre conséquence est la durée d’indisponibilité. « Entre le moment où on lance la procédure et le moment où on va remplacer le câble, il faut compter entre 2 semaines et un mois », détaille le responsable, qui estime avoir eu « de la chance car le matériel était en stock ». Autant de jours où l’opérateur ne peut donc pas engranger de revenus liés aux recharges, et où l’usage des véhicules électriques perd en fiabilité, même s’il y a souvent d’autres bornes à proximité.

Le coût des assurances explose

La recrudescence de vols de câbles semble également refroidir les assureurs. Si le syndicat francilien a pu assurer son matériel jusqu’au 31 décembre 2025, il pourrait ne plus l’être par la suite. « Aujourd’hui on n’a pas d’offre à prix valable […] les franchises qui s’appliqueraient en cas de vol ou vandalisme sont égales ou supérieures au coût du remplacement », affirme Marc Boitel. Même s’ils parviennent à souscrire à une offre raisonnable, « si on a une multiplication des vols de câbles, l’assureur peut décider d’arrêter de nous assurer ».

Sur le réseau de recharge rapide du SDESM, une seule borne a été touchée à ce jour. Une recrudescence de tels actes pourrait avoir un autre impact, plus inattendu : « les élus pourraient choisir d’investir dans des bornes 22 kW [plutôt que dans des bornes rapides, NDLR] », explique le cadre. En effet, à l’inverse des bornes de recharge rapides en courant continu, les bornes en courant alternatif 22 kW, bien plus lentes, ne disposent pas de câble attaché. C’est l’utilisateur qui utilise son propre câble lors de la recharge. Elles n’attirent donc pas l’appétit des voleurs de cuivre.

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Aucune solution miracle pour éviter les vols à ce jour

Pour s’en prémunir, les opérateurs sont à ce jour très démunis. Il y avait bien une caméra de vidéosurveillance à proximité de la borne du SDESM, mais elle n’a visiblement pas dissuadé les brigands. Utiliser des câbles en aluminium plutôt qu’en cuivre ? « Le cuivre est privilégié car il est plus léger, plus souple à l’usage. Un câble en alu sera plus large, plus lourd et rigide ». Des systèmes antivols ? « Les techniques de protection de câbles sont encore à l’état de prototype aujourd’hui. Quand bien même, il n’y a pas grand-chose qui résiste à une disqueuse », se résigne le directeur.

Le syndicat a signalé le vol à la préfecture de Seine-et-Marne, dans l’espoir de prévenir les récidives. Mais à ce jour, aucun recensement exhaustif des vols de câbles sur les bornes de recharge pour véhicules électriques ne semble exister. Difficile, donc, de mesurer son ampleur réelle. « On fait face à un phénomène dont on n’a pas de réponse », conclut, dépité, Marc Boitel.

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Il y a des moments où l’on prend un pas de recul. Où, entre deux articles sur la mobilité de demain, un reportage sur le vélo électrique ou une analyse sur les enjeux énergétiques, les équipes d’Automobile Propre, Cleanrider et Révolution Énergétique se retrouvent autour d’une même question : et si, pour une fois, on réunissait nos trois communautés autour d’un seul et même événement ?

C’est de cette idée simple, presque évidente, qu’est né notre jeu concours de fin d’année. Un projet imaginé ensemble, comme un pont entre trois univers différents, mais profondément complémentaires. Car, derrière ces trois médias, il y a surtout une seule ambition : vous accompagner, vous informer, et vous donner envie d’avancer vers une mobilité et une énergie plus responsables.

Trois médias, trois identités… et trois cadeaux !

Pour célébrer cette synergie, nous avons imaginé trois lots reflétant la singularité de chacun de nos mondes :

☀️ Un bon cadeau d’un montant de 359€ offert par Beem, leader de la maîtrise de l’énergie à la maison, que vous pourrez utiliser librement pour choisir la solution solaire qui vous ressemble : installation au sol ou au mur à vous de décider.

🧱 Un set Lego voiture hybride, un clin d’œil aux passionnés d’innovation, d’automobile et de technologie.

🚲 Une carte cadeau Alltricks de 200 €, pensée pour celles et ceux qui vivent la mobilité douce au quotidien.

Trois lots, trois façons de regarder l’avenir… mais une seule envie : vous remercier.
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Comment participer ?

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2 – Répondez à ce questionnaire via Typeform.
3 – Choisissez le cadeau que vous souhaitez tenter de gagner (au sein du questionnaire Typeform)

Et c’est tout !

Les dates à retenir

🗓️ Du 3 au 15 décembre : participation au concours.
🗓️ Le 16 décembre : annonce des gagnants.
Le règlement du jeu-concours est disponible ici.

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Ingénieur de formation et vulgarisateur scientifique reconnu, Rodolphe Meyer, alias « Le Réveilleur » sur YouTube, vient de publier une nouvelle vidéo consacrée aux pompes à chaleur. Dans ce long mais passionnant épisode, il montre à quel point cette technologie peut réduire les émissions de gaz à effet de serre et de polluants tout en réduisant notre facture énergétique.

La pompe à chaleur va bouleverser le monde, à en croire Rodolphe Meyer, l’expert énergie-climat derrière la chaîne YouTube « Le Réveilleur ». L’ingénieur commence par rappeler le principe de base de la pompe à chaleur : un système qui ne « crée » pas de chaleur mais la transfère d’un milieu à un autre grâce à un fluide frigorigène et un compresseur. Il vulgarise les notions de coefficient de performance (COP) et d’efficacité saisonnière, afin de montrer pourquoi une pompe à chaleur peut fournir plusieurs kilowattheures de chaleur pour un seul kilowattheure d’électricité consommé.

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Un éclairage honnête sur les pompes à chaleur

La vidéo insiste aussi sur les conditions de réussite d’une installation. Une pompe à chaleur n’est pertinente seulement si le dimensionnement est adapté aux besoins réels. Rodolphe Meyer explique le fonctionnement du système en cas de grand froid, ses émissions sonores, le risque de surconsommation si l’on surdimensionne ou si l’on conserve des émetteurs très haute température. Il démonte au passage plusieurs idées reçues, sur l’impact des gaz frigorigènes notamment.

Enfin, l’ingénieur replace la pompe à chaleur dans un cadre plus large : celui de la stratégie de décarbonation du chauffage résidentiel. Il explique en quoi la généralisation des PAC, combinée à la progression des énergies renouvelables dans le mix électrique, peut contribuer à réduire les émissions du secteur. La vidéo se veut avant tout un outil d’aide à la décision pour les particuliers, en fournissant des éléments factuels plutôt qu’un discours purement commercial.

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Se chauffer avec une pompe à chaleur air/air, aussi appelée « climatiseur réversible », lorsqu’on habite en haute montagne ou dans une région au climat glacial est aujourd’hui considéré comme une hérésie. Pourtant, quelques modèles capables de chauffer à des températures extérieures extrêmement basses sont disponibles sur le marché. Nous en avons dégoté trois parmi les plus grands fabricants.

Une pompe à chaleur air/air ? « Tu oublies quand il fait -15°C dehors » s’exclamait dans nos colonnes une entreprise ayant installé un système de chauffage géothermique dans un bâtiment situé au col du Tourmalet, à 2100 m d’altitude. C’était sans connaître l’existence de modèles de climatiseurs réversibles à hautes performances, promettant un fonctionnement jusqu’à -25, voire -30 °C extérieurs pour certains.

Si la plupart des pompes à chaleur (PAC) air/air du commerce sont aujourd’hui capables de réchauffer jusqu’à des températures extérieures situées entre -10 et -15 °C, ce qui suffit à une large majorité des logements en France, quelques modèles à efficacité renforcée peuvent aller au-delà. Ces appareils pourraient a priori équiper des habitations situées en montagne, dans les quelques localités considérées comme des « trous à froid », ou simplement rassurer les occupants inquiets des performances par grand froid des pompes à chaleur.

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Il y a toujours de la chaleur dans l’air, même par -30 °C

On peut se demander comment une pompe à chaleur parvient à « pomper » de la chaleur de l’air extérieur lorsque la météo est glaciale. Tout est une question de ressenti. Car le froid est relatif. Le zéro absolu est à -273 °C, mais un humain commence à souffrir du froid lorsque le thermomètre descend sous une quinzaine de degrés. Pourtant, tant que le zéro absolu n’est pas atteint, il reste toujours de la chaleur dans l’air. Même lorsqu’il fait -30 °C. Bien sûr, l’appareil consomme beaucoup d’électricité pour extraire les calories dans ces conditions, mais toujours moins qu’un banal radiateur électrique.

Les fabricants de pompes à chaleur parviennent d’ailleurs à améliorer régulièrement les performances de leurs machines par grand froid. Il est assez facile de se procurer des modèles spécifiquement conçus pour les climats rigoureux dans les pays concernés comme les États-Unis, le Canada et les États scandinaves. Le choix est plus restreint en France, mais nous avons identifié trois modèles disponibles dans l’Hexagone, que voici.

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1 – La pompe à chaleur air/air Daikin FTXTM-R / RXTM-A

Le japonais Daikin, souvent considéré comme la Rolls Royce de la pompe à chaleur, propose une gamme de climatiseurs réversibles A+++ adaptés aux climats très froids appelée « Optimised Heating ». L’unité extérieure monosplit RXTMA-R offre par exemple « une puissance calorifique garantie à basse température extérieure, jusqu’à -30 °C », selon le constructeur. La fiche technique de l’appareil indique même une plage de fonctionnement jusqu’à -31 °C.

Disponible en version 7,4 kW et 8,8 kW thermiques (en mode chauffage), ce climatiseur utilise du gaz R-32, comme la majorité des PAC air/air aujourd’hui commercialisées, pour un SCOP allant jusqu’à 5,5. Si le rendement à -31 °C n’est pas indiqué, Daikin précise que la puissance thermique est toujours de 3,8 kW à -10 °C pour le modèle de 8,8 kW. Les locaux situés en climat rigoureux devront donc surdimensionner l’installation pour s’assurer un bon fonctionnement par températures glaciales.

Sur les quelques sites européens proposant des climatiseurs réversibles de la gamme Optimised Heating de Daikin, les prix oscillent autour de 2 000 € TTC pour l’unité extérieure et l’unité intérieure, ce qui reste plutôt raisonnable.

2 – La pompe à chaleur air/air Mitsubishi Ultimate + MSZ-RZ-VU

Autre cador des pompes à chaleur, Mitsubishi dispose lui aussi d’une gamme de climatiseurs réversibles « Hyper Heating » spécifique aux climats rigoureux. Fonctionnant avec du gaz R290 (du propane), le monosplit Ultimate + MSZ-RZ-VU est particulièrement écologique puisque son potentiel de réchauffement global (PRG) est de 3, contre 675 pour le R32. Le fabricant promet un « confort garanti jusqu’à -30°C extérieur » et une puissance nominale de chauffage identique de +7 à -25 °C, ce qui est remarquable.

Les cycles de dégivrage, qui permettent de supprimer l’accumulation de glace sur l’unité extérieure, sont optimisés sur cette gamme afin de maintenir des plages de chauffe plus longues. Selon la brochure du produit, le climatiseur réversible de Mitsubishi alterne des cycles de chauffe de 150 minutes et des phases de dégivrage de 3 minutes, contre 90 minutes/6 minutes pour les modèles classiques.

Le Mitsubishi Ultimate + MSZ-RZ-VU est décliné en trois versions affichant des puissances thermiques de 3,2, 4 (A+++) et 6 kW (A++) en mode chaud. Sa fiche technique indique bel et bien une puissance parfaitement conservée jusqu’à -25 °C. Le SCOP est de 5,3 et 5,2 pour les petites puissances, quand la version de 6 kW revendique un SCOP de 4,7. À noter que même la plus grosse unité extérieure plafonne à une puissance électrique de 1 450 W, ce qui permet un raccordement électrique très simple en monophasé.

Les tarifs constatés vont de 1 300 à 2 800 € TTC selon la puissance choisie, ce qui est moins cher que son concurrent de chez Daikin.

3 – La pompe à chaleur air/air Gree Charmo

Le Chinois Gree fabrique une impressionnante variété de pompes à chaleur, des plus basiques aux plus évoluées. Parmi les modèles adaptés aux climats très froids, l’on retrouve la Charmo, qui fonctionne au gaz R290 et promet d’assurer le chauffage jusqu’à -25 °C. Déclinée en deux versions, Charmo 9 et Charmo 12, elle propose des puissances thermiques nominales de 2,95 et 3,4 kW en mode chaud pour des SCOP respectifs de 4,8 et 4,6. Les deux bénéficient de la classe énergétique A+++.

Sans préciser la méthode, Gree indique que ce modèle est doté d’un système de « dégivrage intelligent » permettant, comme son rival de chez Mitsubishi, de réduire la durée des cycles de dégivrage (durant lequel le climatiseur ne peut pas souffler de chaleur dans le logement). Les performances par grand froid ne sont pas précisées, à l’exception de la puissance thermique restituée par -7 °C, qui s’élève à 2,9 kW pour le modèle de 3,4 kW.

La Gree Charmo est parmi les moins chers dans la catégorie des climatiseurs réversibles compatibles grand froid, avec un tarif TTC observé autour de 1 100 € seulement pour la Charmo 12 et 900 € pour pour la Charmo 9.

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

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

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

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Une application avec des prévisions à J+6

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

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

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

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

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

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

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

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Un atout pour la souveraineté numérique et l’IA

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

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

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

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Le solaire pour effacer le gaz fossile

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

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

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

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Des avantages économiques

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

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

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Le fabricant français de systèmes solaires thermiques Solar Brother équipe sa première école d’un chauffage solaire SunAéro, à Carnoules (Var). Une installation pilote de petite taille qui vise à ouvrir la voie aux solutions de chauffage sobres en énergie dans les bâtiments publics.

À Carnoules, dans le Var, une école élémentaire bénéficie depuis peu du système de chauffage solaire aérothermique SunAéro de Solar Brother. Cette première installation pilote marque l’entrée de cette petite entreprise française sur le marché des collectivités et des bâtiments publics. Acteur depuis près de dix ans dans la filière confidentielle du solaire thermique, Solar Brother veut poursuivre son développement dans le chauffage, aux côtés de ses traditionnels fours et cuiseurs solaires en kit.

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Une première classe test et des résultats prometteurs

La première installation a été réalisée dans une salle modulaire de 40 m² accueillant 24 élèves de CE1 à l’école Marie-Claude Vaillant-Couturier. Deux semaines après la mise en service, les relevés indiquent une température intérieure pouvant atteindre 25 °C en journée et une réduction du taux d’humidité, passant de 60 % à 40 %. Le flux d’air renouvelé chaque heure contribuerait également à améliorer le confort et la concentration des enfants.

Conçu et assemblé à Carnoules, le système SunAéro est autonome en énergie et repose sur un concept très simple. Les panneaux modulaires utilisent l’énergie du soleil pour préchauffer et renouveler l’air d’une pièce. Par simple effet de serre, les capteurs thermiques réchauffent l’air extérieur, qui est insufflé à l’intérieur grâce à un ventilateur alimenté par un capteur photovoltaïque. Selon Solar Brother, le système réduirait jusqu’à 30 % la consommation des systèmes de chauffage conventionnels, auxquels SunAéro est complémentaire. Le dispositif augmenterait naturellement la température intérieure de 3 à 5 °C tout en assurant un renouvellement constant de l’air.

Des ambitions claires pour le marché BtoB et les collectivités

Soutenu notamment par la Région Sud, Solar Brother prévoit déjà de nouvelles installations à La Londe-les-Maures, Marseille et dans d’autres communes du Var. L’entreprise vise à court terme le marché des bâtiments scolaires, des bureaux et des structures légères, confrontés à des problématiques similaires de ventilation et de chauffage.

Avec plus de 500 chauffages solaires SunAéro déjà vendus à des particuliers en France et en Europe, Solar Brother veut accélerer son déploiement vers les acteurs publics. Le retour d’expérience de Carnoules permettra d’établir, d’ici le printemps 2026, un rapport d’analyse sur la performance et les économies générées.

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La fin de la défiscalisation de l’E85, prévue dans le budget 2026, pourrait renchérir le litre d’environ 50 centimes. Une douche froide pour les automobilistes qui ont converti leur véhicule à ce biocarbuant, mais aussi pour toute une filière.

Le projet de loi de finances 2026 présenté par le gouvernement Lecornu rebat les cartes de la fiscalité énergétique. Si certaines mesures réjouissent le monde agricole, d’autres inquiètent les usagers : l’avantage fiscal accordé à l’E85, carburant plébiscité pour son prix bas, sera progressivement réduit. Une orientation qui pourrait faire bondir son tarif d’ici trois ans, selon l’association 40 millions d’automobilistes.

L’E85, victime collatérale d’un virage budgétaire

Commercialisé en moyenne à 0,71 €/L actuellement, le superéthanol E85 pourrait voir son prix grimper jusqu’à 1,20 € d’ici 2029. Une hausse de 40 à 50 centimes qui anéantirait l’intérêt économique de ce biocarburant pour plus d’un million d’usagers, dont une bonne partie a investi dans un coûteux boitier de conversion. « Non seulement le carburant devient plus cher, mais l’incitation à adopter une alternative plus écologique est affaiblie », alerte l’association.

Deux fois moins cher que l’essence, l’E85 s’est imposé comme un bouclier contre la flambée des prix à la pompe. Pour nombre d’automobilistes, c’est un levier de pouvoir d’achat autant qu’un choix de sobriété. En réduisant cet avantage, le gouvernement fragiliserait un carburant accessible à des foyers déjà touchés par l’inflation. Il rendrait toutefois le véhicule électrique plus compétitif, s’il est rechargé avec une électricité à bas coût.

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Une filière agroéthanol fragilisée

Produit à partir de betterave, de blé ou de maïs, le bioéthanol soutient une partie du revenu agricole français. La FNSEA s’inquiète d’un effet domino : recul de la demande intérieure, pression accrue des importations et perte de compétitivité face à d’autres biocarburants, risque de casse sociale dans les zones rurales.

En misant sur un redressement budgétaire, le gouvernement prend le risque d’affaiblir une alternative plus vertueuse que le sans-plomb. Entre économie nationale et économie du quotidien, le curseur reste délicat à placer.

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