Coalburn 1, une batterie géante de 500 MW et 1 GWh, démarre son exploitation commerciale en Écosse. Ce système de stockage est censé renforcer la flexibilité du réseau britannique face à la montée des énergies renouvelables.

Le développement des infrastructures de stockage devient un enjeu majeur pour accompagner la transition énergétique. La mise en service de Coalburn 1, en Écosse, marque une étape significative dans la capacité européenne à équilibrer le réseau électrique tout en intégrant toujours plus d’énergie renouvelable intermittente.

Implantée sur un ancien site minier du South Lanarkshire, près de Glasgow, la batterie Coalburn 1 dispose d’une puissance nominale de 500 MW et peut stocker jusqu’à 1 GWh d’énergie. Cette capacité permet de délivrer de l’électricité « de secours » ou d’ajuster la production sur une période d’environ deux heures à pleine puissance, un atout essentiel pour la gestion du réseau face aux fluctuations des énergies renouvelables.

La construction débutée fin 2023 a permis de transformer un paysage marqué jadis par l’industrie du charbon. Cette installation est désormais la plus grande batterie opérationnelle d’Europe.

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Un ensemble de sites de stockage pour renforcer le système électrique britannique

Coalburn 1 n’est que le premier volet d’une série de trois projets similaires développés par Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) en Écosse. À ses côtés, Coalburn 2 viendra s’implanter sur le même site avec une capacité équivalente, tandis que le projet Devilla sera implanté près de Fife, renforçant encore la capacité de stockage totale.

Ensemble, ces trois batteries offriront une puissance cumulée de 1,5 GW et une capacité de 3 GWh, ce qui permettra d’améliorer significativement la flexibilité et la résilience du réseau électrique au Royaume-Uni. Ces installations faciliteront une intégration plus poussée des sources renouvelables intermittentes et promettent une réduction des coûts pour les consommateurs.

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Le volet financier pour assurer la pérennité du projet

Pour renforcer la solidité financière du projet, CIP a vendu 50 % de Coalburn 1 à l’assureur Axa IM Alts en 2025, marquant l’entrée de ce dernier dans le secteur du stockage d’énergie au Royaume-Uni. La gestion opérationnelle du site a été confiée à RES, spécialiste des énergies renouvelables, garantissant ainsi une exploitation optimisée et durable.

Côté contrats, Coalburn 1 bénéficie de plusieurs engagements financiers à long terme, dont un contrat d’optimisation avec l’énergéticien SSE pour dix ans, ainsi qu’un accord de capacité de 15 ans assurant la disponibilité de 300 MW. Ces garanties de revenus sur le moyen et long terme assurent la viabilité économique et opérationnelle de ce système de stockage.

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Le 1ᵉʳ aout marque la traditionnelle révision de mi-année du tarif réglementé de vente de l’électricité (TRV). Cette fois, l’État a décidé d’une hausse de 2,5 % en moyenne du prix du kilowattheure. La faute à une taxe destinée au financement des réseaux électriques, qui augmente. Mais qu’est-ce que cela représente sur votre facture ?

Que votre contrat soit au tarif réglementé ou pas, votre facture d’électricité va connaître une légère majoration à partir du 1ᵉʳ aout. Cette évolution peut sembler étonnante dans un contexte où le prix brut de l’électron reste relativement stable. En réalité, la responsable de cette hausse est une taxe : le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), qui augmente.

Pourquoi le TURPE augmente ?

Représentant près d’un tiers du montant total d’une facture d’électricité, le TURPE s’applique aussi bien à l’abonnement qu’au prix du kilowattheure, avec des montants qui varient selon le type de contrat et la période de l’année. Cette hausse vise à compenser une baisse des recettes d’Enedis et de RTE, ainsi qu’une augmentation des coûts liés à la congestion des réseaux, selon les explications fournies par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Cette taxe concerne l’ensemble des contrats de fourniture d’électricité, qu’il s’agisse du tarif bleu d’EDF ou des offres de marché, quel que soit le fournisseur choisi. Même les offres à prix fixe garanti sur plusieurs années n’y échappent pas. Rassurez-vous toutefois : cette révision du 1ᵉʳ aout ne devrait pas bouleverser vos dépenses énergétiques, même pour un logement tout-électrique équipé d’une ou plusieurs bornes de recharge pour véhicule.

Voici les nouveaux prix du kilowattheure et des abonnements :

Tarif réglementé au 1ᵉʳ aout 2026 : les nouveaux tarifs du kilowattheure

Option, tranche tarifaire et puissance souscrite	Prix du kWh au 01/08/26 (€/kWh TTC)	Variation
OPTION BASE
3 et 6 kVA	0,2001	+3,14 %
9 à 36 kVA	0,1985	+3,01 %
OPTION HEURES PLEINES/HEURES CREUSES
Heures pleines	0,2142	+3,73 %
Heures creuses	0,1589	+0,63 %
OPTION TEMPO
Bleu HP 🔵	0,1654	+2,61 %
Bleu HC 🔵	0,1356	+2,34 %
Blanc HP ⚪	0,1921	+2,67 %
Blanc HC ⚪	0,1536	+2,47 %
Rouge HP 🔴	0,7295	+3,33 %
Rouge HC 🔴	0,1615	+2,54 %
OPTION EJP (en extinction)
Heures normales	0,1789	+0,45 %
Heures de pointe mobile	0,4324	+25,70 %
Les anciens tarifs peuvent être consultés sur cet article.

Environ un centime de plus par kilowattheure pour le tarif réglementé

Pour les 60 % d’abonnés français qui bénéficient du tarif réglementé (lequel sert par ailleurs de référence sur le marché) l’augmentation devrait tourner autour d’un centime supplémentaire par kilowattheure. Deux autres changements accompagnent cette révision tarifaire :

➡️ L’option heures pleines/heures creuses devient accessible dès le palier de puissance 3 kVA, alors que seule l’option base y était auparavant proposée.
➡️ Concernant l’option Tempo, les puissances 24 et 30 kVA, jusqu’ici facturées au même tarif d’abonnement, sont désormais différenciées.

À l’exception des heures de pointe mobile de l’option EJP, qui ne peut plus être souscrite, la hausse la plus marquée concerne les heures pleines de l’option heures pleines/heures creuses. Le kilowattheure gagne un peu plus d’un centime en heures pleines, mais reste pratiquement identique durant les heures creuses.

La hausse est assez peu significative, puisqu’elle ne représente que 37 € sur une année pour un logement énergivore, consommant 10 000 kWh dont 60 % en heures creuses. Elle est même imperceptible pour les petits foyers : un appartement consommant 1 000 kWh chaque année en option base ne verra sa facture augmenter que de 6,10 €.

Tarif réglementé au 1ᵉʳ août 2026 : les nouveaux prix de l’abonnement

Puissance souscrite (kVA)	Base ou HP/HC (€/mois)*	Tempo (€/mois)
3	12,13	Non proposé
6	15,86	15,80
9	19,88	19,70
12	23,76	23,50
15	27,40	27,01
18	31,14	30,69
24	39,14	38,21
30	46,47	45,82
36	53,88	53,76
*les puissances de 9 à 36 kVA ne peuvent plus être souscrites en option base

Des abonnements en légère hausse

Concernant la part fixe de la facture, indépendante de la consommation, l’augmentation reste modeste. Pour une puissance souscrite de 12 kVA en option base ou heures pleines/heures creuses, l’abonnement mensuel progresse de 44 centimes, soit 5,28 € supplémentaires sur une année. Un montant qui reste raisonnable au regard des besoins d’entretien et de développement des réseaux électriques.

Seuls les foyers ayant souscrit une puissance très élevée verront leur facture grimper de plus d’un euro par mois. C’est le cas notamment des contrats en 36 kVA sous option Tempo, qui devront s’acquitter de 16,08 € supplémentaires chaque année.

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Les offres de marché restent plus avantageuses

Le tarif réglementé conserve ses adeptes, séduits par la sécurité et la lisibilité qu’il procure, et parfois simplement par réticence à changer de fournisseur. Pourtant, les offres de marché affichent aujourd’hui des tarifs nettement plus compétitifs. Ainsi, pour un foyer consommant 10 000 kWh par an avec un compteur de 12 kVA, le comparateur du Médiateur de l’énergie place en tête l’offre du fournisseur alternatif Primeo Energie.

Le tarif réglementé, lui, ne se classe qu’en sixième position — et encore, il s’agit de l’option Tempo, qui exige une réduction significative de la consommation pendant 22 jours d’hiver en heures pleines. L’écart de prix annuel entre l’offre la plus économique et le tarif réglementé atteint tout de même 100 €.

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La SNCF expérimente la production d’électricité photovoltaïque directement sur ses voies ferrées. Une première installation pilote est opérationnelle à Paris depuis janvier 2025.

Premier consommateur d’électricité de France, la SNCF gère plus de 40 000 km de voies ferrées. Entre les deux rails, elle possède un foncier important : 57 km², soit la moitié de la superficie de la ville de Paris. Un espace que certaines sociétés veulent valoriser pour produire de l’énergie solaire. C’est le cas de la société genevoise Bankset, qui a déployé une station photovoltaïque amovible sur un site technique parisien du groupe ferroviaire. Une première en France, mais pas en Europe, où d’autres opérateurs mènent déjà des tests.

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Une centrale démontable en quelques minutes

Baptisée « La Grosse Bankset beta 1 » (sic), la centrale est en service depuis janvier 2025. Elle repose sur un système de fixation permettant de monter ou démonter un module solaire en moins de deux minutes, sans intervention lourde sur la voie, promet son fabricant. Conçue en mode hors réseau, elle est raccordée à une batterie. Bankset ne détaille toutefois pas comment la production est écoulée et n’évoque ni la puissance de l’installation ni sa production.

La marque se contente d’évoquer une production équivalente à la consommation d’une centaine de foyers par kilomètre de voie. Une deuxième station, « La Grosse Bankset beta 2 », est en cours de déploiement depuis janvier 2026. Le développement du solaire sur les rails devrait cependant rester anecdotique comparé à l’installation de centrales photovoltaïques sur le foncier de la SNCF. Le groupe vise 1 GW de puissance solaire sur 1000 hectares de terrains d’ici 2030.

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