La France et l’Europe continuent d’accélérer sur le recyclage des aimants et la réutilisation des terres rares. Objectif : se défaire progressivement du monopole chinois.

Une nouvelle ligne pilote de recyclage d’aimants permanents vient d’être inaugurée par Orano et le CEA à Grenoble. À la pointe de la technologie, cette ligne a un objectif ambitieux : recycler des aimants aux propriétés et aux caractéristiques hétérogènes, pour produire des aimants haute performance. Le défi est de taille, car il faut pouvoir garantir une pureté et une homogénéité parfaite des alliages. Le procédé développé innove sur un point précis : il doit permettre la réutilisation de la matière magnétique sans la dissocier chimiquement. Cette méthode a l’avantage de limiter l’impact environnemental du recyclage, tant du point de vue énergétique qu’en termes de consommation d’eau.

Parmi les types d’aimants qui devraient être fabriqués par cette ligne de production, on peut citer le NdFeB (Neodyme-Fer-Bore), considéré comme l’aimant le plus puissant disponible à ce jour. Sa densité élevée en fait un choix idéal pour les moteurs des voitures électriques, des drones ou des robots. On le retrouve également dans la turbine des éoliennes de dernière génération.

Réduire la dépendance à la Chine

Ce projet revêt un rôle stratégique majeur pour l’indépendance énergétique de la France et de l’Europe. À l’heure actuelle, la production des terres rares et des aimants est très largement concentrée en Chine. Or, depuis avril, la Chine a décidé d’en restreindre l’exportation. En conséquence, le développement de filières de recyclage performantes constitue un levier incontournable pour permettre à l’Europe de ne pas être freinée dans sa transition énergétique.

Cette ligne pilote devrait contribuer à deux consortiums européens : Magellan, appuyé par le programme Horizon Europe, et Magnolia, encouragé par France Relance et BPI France. D’ailleurs, dans l’Hexagone, d’autres projets industriels vont aider la France à augmenter son indépendance énergétique. C’est le cas de l’usine Caremag, en construction dans les Pyrénées-Atlantiques, ou de la nouvelle ligne de traitement de Rhodia Opérations La Rochelle, en Charente-Maritime.

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Plus que jamais, l’année « solaire » 2026 sera placée sous le signe de l’autoconsommation. L’État continue de limiter ses aides à l’investissement sur le sujet, et ne fait que baisser le prix de revente de l’électricité photovoltaïque. 

La chute est moins brutale qu’en mars 2025, mais la dynamique reste la même. En dévoilant les nouveaux arrêtés tarifaires du photovoltaïque en France, le gouvernement maintient sa position et continue d’encourager l’autoconsommation stricte plutôt que la revente d’électricité. Reste à savoir si cette dynamique risque de freiner le déploiement de nouvelles centrales photovoltaïques de petite et moyenne puissance.

La prime à l’autoconsommation chute

Il y a encore un an, la prime à l’investissement atteignait 22 centimes par watt-crête (Wc) pour les installations de 3 kWc ou moins et 16 centimes par Wc pour les installations d’une puissance comprise entre 3 kWc et 9 kWc. Depuis la mise à jour du 27 mars 2025, ces tarifs n’ont pas évolué et sont maintenus à 8 centimes par Wc pour toute installation de moins de 9 kWc.

En revanche, au premier trimestre 2026, la prime baisse de 2 centimes par Wc pour les installations solaires comprises entre 9 kWc et 36 kWc, et de 1 centime pour les installations de 36 kWc à 100 kWc. Cela représente respectivement une baisse de 5 centimes et de 3 centimes par Wc en un an. Cela représente tout de même un manque à gagner de 1 800 € pour une centrale de 36 kWc et de 3 000 € pour une centrale de 100 kWc.

Les tarifs de revente réduits à peau de chagrin

En ce qui concerne les tarifs de revente, la situation est très similaire. On ne constate aucune évolution pour les centrales de moins de 9 kWc par rapport au trimestre précédent, avec un tarif de revente toujours fixé à 0,04 €/kWh (mais qui s’élevait à 0,1269 €/kWh il y a un an).

En revanche, la situation continue de s’aggraver pour les centrales de plus grande puissance. Au 1ᵉʳ janvier 2026, le tarif de revente passe de 0,0617 €/kWh à 0,0536 €/kWh. Avant le 27 mars dernier, ce tarif était encore affiché à 0,0761 €/kWh.

Selon toute probabilité, cette baisse de la prime à l’investissement et du tarif de revente devrait se maintenir dans les mois à venir. Ainsi, il semble que le secteur du photovoltaïque pour les particuliers se tourne plus que jamais vers l’autoconsommation stricte, notamment grâce à la mise en œuvre de batteries permettant de mieux utiliser la production solaire. À l’échelle nationale, cette stratégie devrait permettre de reporter l’installation de solutions de stockage d’énergie à l’échelle des producteurs d’électricité. En conséquence, EDF aura moins à composer avec un pic de production en milieu de journée toujours plus important.

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Faire du neuf avec du vieux. C’est, en résumé, ce qu’EDF compte faire avec son parc nucléaire français, en attendant la construction puis la mise en service des futurs EPR2. Si les réacteurs de 900 MWe sont visés, ceux de 1300 MWe pourraient également être modernisés. 

EDF s’est fixé l’ambitieux objectif de produire 400 térawattheures (TWh) d’électricité par an d’ici 2030. Mais pour y parvenir, il ne pourra pas compter sur ses futurs EPR2, qui ne devraient pas être mis en service avant 2038. Heureusement, Bernard Fontana, président de l’énergéticien national, a un plan : augmenter la puissance des plus anciens réacteurs nucléaires français, qui plafonnent actuellement à 900 mégawatts électriques (MWe). Il a ainsi fait valider un plan d’investissement auprès du Conseil d’administration, visant à augmenter la puissance de 11 de ces réacteurs.

Ici, pas question de toucher à l’îlot nucléaire. L’opération consiste à remplacer les ailettes des turbines pour obtenir une meilleure conversion chaleur/électricité. Cette optimisation de l’arbre du groupe turboalternateur devrait permettre une hausse de puissance de l’ordre de 35 MWe par réacteur. Les travaux devraient être confiés à Arabelle Solutions.

Ce retrofit n’est pas une nouveauté. Entre 1999 et 2015, EDF a déjà réalisé ce type de travaux sur 9 des 18 réacteurs du palier CP1, engagé en 1974. Après 2015, EDF n’avait pas pu poursuivre la modernisation de ses turbines à cause de l’adoption de la loi de transition énergétique pour la croissance verte, qui limitait la puissance du parc nucléaire français à 63,2 GW. Finalement, l’abrogation de cette loi en 2022 a permis à EDF de retravailler sur le sujet.

La même chose pour les réacteurs de 1300 MWe ?

Si ce type d’opération n’est possible que pour les réacteurs de 900 MWe, EDF envisage également d’optimiser la puissance des réacteurs de 1300 MWe. Beaucoup plus complexe, l’opération consiste à intervenir sur la puissance thermique de la chaudière, afin de délivrer plus d’eau chaude et donc transmettre plus de vapeur aux turbines. On parle d’une augmentation de puissance de 300 MWth, pour un gain d’environ 90 MWe.

Les conséquences de cette modification de chaudière sont plus importantes que le simple changement d’ailettes. De ce fait, il faudrait mettre en place une nouvelle gestion du combustible pour maintenir une campagne de rechargement tous les 18 mois. Si le projet va plus loin, il nécessitera une collaboration avec l’ASNR.

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La nouvelle année commence mal pour la rénovation énergétique. Faute de budget voté, le programme MaPrimeRenov’ est suspendu pour une durée indéterminée.

Depuis le 1ᵉʳ janvier, le dispositif d’aide à la rénovation MaPrimeRenov’ est suspendu pour une durée indéterminée. Cette nouvelle a été annoncée par le ministre du Logement Vincent Jeanbrun sur France 3. « Je l’avais dit : pas de budget, pas de guichet », avait-il déclaré. Pourtant, une loi devrait bel et bien être votée pour combler l’absence de budget pour la nouvelle année. Mais cette loi ne concerne que les dépenses contractuelles, ce qui exclut MaPrimeRenov’.

Cette mauvaise nouvelle ne fait que rallonger la liste des difficultés rencontrées autour du dispositif. Déjà, l’année 2025 avait mal commencé puisque les dossiers traités après le 1ᵉʳ janvier 2025 avaient connu des retards de versement. Si le premier semestre 2025 s’était déroulé correctement, la situation s’est compliquée à partir de l’été avec un premier arrêt temporaire du guichet par manque de budget. Le dispositif avait bien été relancé à l’automne, mais avec des conditions d’attribution drastiques et un plafond maximal rabaissé.

L’État privilégie les rénovations d’ampleur

Pour l’année 2026, l’incertitude est de mise. On parle d’un budget de 4,4 milliards d’euros de l’Agence nationale de l’habitat (Anah) et d’un objectif de 120 000 rénovations performantes. Mais dans les faits, 80 000 dossiers sont déjà en attente.

Plus que jamais, le programme devrait viser les rénovations d’ampleur, même si elles sont compliquées à mettre en œuvre du fait des nombreuses conditions à remplir. La liste des travaux éligibles aux subventions de type « monogeste » continue de se réduire. En 2026, il ne sera plus possible d’en profiter pour isoler les murs par l’intérieur ou l’extérieur, ou pour installer une chaudière biomasse.

Il se murmure que dans les mois à venir, l’Anah ne détiendra plus l’exclusivité de l’instruction et de la gestion des dossiers de rénovation d’ampleur. Ce changement pourrait simplifier l’accès aux aides avec des gestions plus fluides, et des délais raccourcis.

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Dans un contexte économique compliqué, les particuliers sont souvent pris en étau entre hausse du coût de l’énergie, baisse du pouvoir d’achat et évolution des usages pour favoriser la transition énergétique. Pour ces raisons, les aides et subventions de l’État sont plus importantes que jamais pour de nombreux ménages. Sur quoi pourra-t-on compter en 2026 ?

Pour les particuliers, la transition énergétique révèle des opportunités pour réduire sa consommation d’énergie et faire baisser sa facture. Néanmoins, ces opportunités nécessitent bien souvent des investissements que l’État essaie d’encourager à travers de nombreux programmes d’aides et de subventions. Ces derniers, parfois complexes à mettre en œuvre, permettent tout de même parfois de réduire très largement ces coûts.

Des évolutions notables pour la rénovation énergétique

La rénovation énergétique des bâtiments est souvent au cœur de ces programmes d’aides. Si MaPrimeRénov’ a été suspendue 1ᵉʳ janvier 2026, le dispositif devrait revenir dans le courant de l’année en mettant l’accent sur les rénovations d’ampleur qui comprennent plusieurs travaux différents. La rénovation par geste sera toujours d’actualité, mais ne permettra plus l’isolation des murs (isolation intérieure ou extérieure), ou l’installation d’une chaudière biomasse.

En revanche, l’enveloppe globale des CEE (certificats d’économie d’énergie) devrait passer de 6 milliards d’euros à plus de 8 milliards d’euros. De ce fait, les primes énergétiques devraient être plus généreuses et plus accessibles. Cette prime Coup de pouce est toujours valable pour des travaux de chauffage et/ou d’isolation, ainsi que des rénovations d’ampleur. En revanche, les CEE étant financées par les fournisseurs d’énergie et distributeurs de carburant, leur hausse pourrait conduire à une augmentation du prix de l’énergie, limitant ainsi le pouvoir d’achat.

L’Éco-PTZ est également reconduit en 2026 et demeure un financement essentiel pour rénover son logement. Principale modification : ce n’est plus une étude thermique qui sera demandée pour valider son attribution, mais un audit énergétique. De plus, il devra permettre un gain énergétique minimum de 35 % par rapport à la consommation initiale.

Le cas des pompes à chaleur et du solaire

Comme lors des précédentes années, l’installation de pompes à chaleur (PAC) sera largement encouragée par le gouvernement. En ce qui concerne les CEE à ce sujet, le montant des aides devrait légèrement baisser du fait de modifications des règles de calcul. En revanche, ces dernières seront simplifiées. On ne retrouvera plus de distinction entre les PAC pour « chauffage seul » ou « chauffage + ECS ».

Du côté de MaPrimeRenov, l’aide financière pourra atteindre jusqu’à 5 000 € pour l’installation d’une PAC air/eau et jusqu’à 10 000 € pour une PAC géothermique. En revanche, les PAC air/air ne seront pas éligibles.

En 2025, le photovoltaïque a subi de grandes évolutions. On peut citer la baisse du tarif de rachat de l’électricité par EDF qui a largement contribué à rendre les installations pour particuliers moins intéressantes d’un point de vue financier. Même la prime à l’autoconsommation a été réduite, en passant de 220 €/kWc pour les installations de 3 kWc ou moins à seulement 80 €/kWc. Heureusement, pour compenser ces réductions de subvention, la TVA est passée de 10 % à 5,5 %. L’État réfléchit désormais à rendre les projets photovoltaïques éligibles à l’Éco-PTZ.

La mobilité électrique toujours encouragée

Pour finir, comme les années précédentes, la vente de voitures électriques va être encouragée via un bonus écologique encore plus généreux que par le passé. La prime « Coup de pouce véhicule électrique » sera d’ailleurs financée par les CEE. À l’inverse, le malus CO2 sera encore plus sévère que par le passé, avec un seuil de déclenchement abaissé de 5 g.

En revanche, sur cette question, il y a quand même une mauvaise nouvelle : le crédit d’impôt pour l’installation d’une borne de recharge, d’un montant de 500 €, n’est pour le moment pas renouvelé pour 2026.

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Le principal défaut des énergies renouvelables, ou du moins de l’énergie solaire, est peut-être sur le point d’être surmonté. Une étude vient de montrer que grâce à la chute continue du prix des batteries depuis plus de 2 ans, les BESS associées à des centrales photovoltaïques pourraient désormais être compétitives d’un point de vue financier. Loin d’être anecdotique, cette nouvelle signifie le début d’un solaire pilotable et économiquement viable. 

Un tournant de la transition énergétique vient peut-être d’être atteint. Selon un rapport du groupe de réflexion Ember, le solaire pilotable serait désormais intéressant d’un point de vue financier. Pour en arriver à cette conclusion, le cabinet a notamment analysé l’évolution du prix des batteries, ainsi que le prix d’appels d’offres de projets d’Italie, d’Arabie Saoudite et d’Inde.

Le constat du prix des batteries est sans appel : après une chute de 40% en 2024 par rapport à 2023, la baisse a continué en 2025. Cette tendance a un impact direct sur le CAPEX, c’est-à-dire le coût d’investissement, des projets complets de BESS qui ne fait que chuter. Pour les projets cités, en octobre 2025, Ember l’a estimé à 125 $/kWh installé, dont 75 $/kWh pour le coût du matériel en provenance de Chine.

À partir de ce montant d’investissement, Ember a pu estimer le coût actualisé du stockage, aussi appelé LCOS (Levelized cost of storage). Celui-ci prend en compte de nombreux critères en plus du coût d’investissement, comme le type de financement, le rendement, la durée de vie et la dégradation du système de stockage au fil des années. Il désigne, en quelque sorte, le coût minimal de revente de l’électricité pour que le projet soit rentable. C’est ce chiffre qui est plus bas que jamais, avec une estimation à 65 $/MWh (ou 55 €/MWh). Cette baisse s’explique par la réduction du coût d’investissement mentionné plus haut, mais également la plus grande efficacité de ce type de projet. Ces derniers affichent désormais une plus grande durée de vie dans le temps, ainsi qu’un meilleur rendement.

Un prix proche du nucléaire ou de l’éolien

La principale nouvelle de ce rapport réside sur le coût total du solaire pilotable pour une installation PV associée à une BESS. En prenant en compte le prix moyen de l’électricité solaire, à savoir 37 €/MWh, et en prenant pour hypothèse que la moitié de l’électricité produite par une centrale doit être stockée pour être réinjectée plus tard dans la journée, Ember a estimé un coût de revente de 65 €/MWh, c’est-à-dire 37 €/MWh additionné à la moitié du LCOS de la BESS, à savoir 28€/MWh. Ce calcul permet de voir qu’une installation photovoltaïque associée à un système de stockage d’énergie par batterie peut désormais rivaliser avec d’autres moyens de production d’électricité.

Avec ce tarif, ce solaire pilotable flirte avec le coût réel du nucléaire en France. Récemment, la CRE l’a, en effet, évalué à 61,5 €/MWh. Du côté de l’éolien, les disparités de prix sont très importantes, et la comparaison est plus difficile à faire étant donné que les parcs sont non pilotables. Par exemple, le prix de revente du parc Centre Manche 1 est fixé à 44,90 €/MWh, le prix de son voisin direct, Centre Manche 2, est annoncé à 66 €/MWh.

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Alors que nous venons d’arriver en 2026, il est temps de faire le point sur ce qui devrait nous attendre, pour cette nouvelle année. Au programme, on devrait retrouver des aides à la rénovation énergétique, des éoliennes, du photovoltaïque… et beaucoup d’instabilité.

L’année 2025 n’aura pas été de tout repos ! Malgré de bonnes nouvelles comme le passage à 100% de Flamanville, ou l’inauguration du PGL, cette année aura été marquée par une très forte instabilité politique qui a ralenti toute la filière de la production d’énergie décarbonée. Cette nouvelle année devrait, encore une fois, être rythmée par les évolutions du nucléaire, les avancées de l’éolien offshore et surtout la publication de la PPE3. Voici ce qui nous attend.

Refonte de MaPrimeRenov’

Pour cette nouvelle année, l’Agence nationale de l’habitat (Anah) souhaite financer la rénovation d’ampleur de 120 000 logements. Mais l’atteinte de cet objectif devra d’abord passer par l’adoption d’un budget avant le 31 décembre. En la matière, l’année 2025 a été compliquée. Le dispositif a été suspendu par deux fois faute de budget, et en cette fin d’année, 83 000 dossiers sont encore en attente. En conséquence, il se pourrait que seulement 27 000 dossiers supplémentaires soient acceptés sur l’année 2026. En plus de ce défi financier, des critères devraient évoluer avec la réintégration des logements classés C et D. Les ménages aux revenus modestes, intermédiaires et élevés pourront être de nouveau éligible. Néanmoins, plusieurs opérations par geste ne seront plus éligibles : les chaudières à bois, ainsi que l’isolation des murs par l’intérieur ou par l’extérieur.

À noter que le DPE évolue lui aussi, dès le 1^er janvier 2026. Cette évolution devrait notamment moins pénaliser les foyers chauffés à l’électricité.

En 2026, du nucléaire et des éoliennes en mer

L’actualité des modes de production devrait principalement être dominée par l’avancée du projet des 6 EPR2, ainsi que par l’avancée des différents projets d’éolien en mer.

Grâce au devis prévisionnel récemment dévoilé par EDF, le gouvernement devrait donner sa décision finale d’investissement pour les 6 EPR2. Montant estimé du projet : presque 74 milliards d’euros. Notons également qu’à compter du 1^er janvier, l’ARENH sera remplacée par la VNU.

Côté éolien, après une année 2025 compliquée, l’actualité promet d’être chargée. On pourra suivre la construction de 4 parcs éoliens offshore. Les parcs d’Yeu-Noirmoutier (496 MW) et Dieppe-Le Tréport (496 MW) devraient être mis en service. La mise en service des parcs de Courseulles-sur-Mer (450 MW) et de Dunkerque (600 MW) devrait avoir lieu courant 2027. En Méditerranée, on devrait assister à l’inauguration des projets EOLMED et EFGL.

Surtout, on attend avec impatience la publication, et surtout l’attribution de l’appel d’offres AO 10. D’une importance capitale, celui-ci devrait conditionner un nouvel élan de l’éolien offshore en France de par son ampleur. Cet appel d’offres concerne, en effet, 5 zones distinctes pour une puissance cumulée approchant les 10 GW. Dans le détail, il comporte :

• Deux projets de 2 GW d’éolien posé en Manche,
• Un projet de 2 GW d’éolien flottant au nord-ouest de la Bretagne,
• Un projet de 1,2 GW dans le Golfe de Gascogne,
• Un projet de 2 GW dans le Golfe du Lion.

Espérons que les conditions de l’appel d’offres soient suffisamment favorables pour obtenir un grand nombre de candidats, afin d’éviter de renouveler l’écueil du parc d’Oléron.

Et dans le reste du monde ?

À l’échelle de la planète, on devrait retrouver la même dynamique qu’en 2025 avec une transition énergétique très largement portée par l’Asie et en particulier la Chine. L’Empire du milieu prévoit d’installer pour 200 GW d’éolien et de photovoltaïque sur l’année, soit plus de trois fois l’ensemble du parc nucléaire français !

Du fait d’une dynamique de fort développement de l’éolien et surtout du solaire, l’Agence internationale de l’énergie estime que les énergies renouvelables pourraient devenir la première source de production d’électricité au monde en dépassant le charbon.

Enfin, côté nucléaire, on pourrait assister à la mise en service de 15 nouveaux réacteurs, ainsi que du premier SMR, avec la divergence du réacteur chinois ACP100 (125 MWe). Bien que légèrement en retard, les USA ne devraient pas être loins derrière, et espèrent débuter la construction de trois prototypes de SMR.

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Quels enseignements tirer de cette année 2025 ? Mouvementée, celle-ci aura été marquée par de grandes réussites comme la puissance maximale de Flamanville, ou l’accord trouvé sur l’hydroélectricité, mais également de mauvaises nouvelles comme l’absence de publication de la PPE3 ou l’échec de l’appel d’offres AO7.

Que diriez-vous, entre les huîtres et la bûche, de faire un récapitulatif de l’année qui vient de s’écouler ? Si tout n’a pas été rose, il faut bien reconnaître que l’année 2025 a été riche en rebondissements. La transition énergétique impose des défis souvent difficiles à relever, en témoigne le black-out qui a secoué l’Espagne et le Portugal au printemps. Si les difficultés se sont enchaînées, en particulier pour le secteur de l’éolien ou du nucléaire sur fond de crise politique, restons positifs : la production d’énergie décarbonée n’a jamais été aussi importante.

Espérons tout de même que l’année 2026 sera placée sous le signe d’une décarbonation accélérée et d’une plus grande électrification des usages grâce à un climat politique apaisé. En attendant, revenons ensemble sur les 10 évènements français qui ont jalonné l’année, en matière d’énergie.

Les 10 actus qui ont marqué l’énergie en 2025

1 – L’absence de publication de la PPE3

Nous sommes hélas obligés de commencer ce classement par un non-évènement plutôt que par un événement. Du fait d’une instabilité constante, la classe politique française n’a pas su mettre ses divergences de côté pour faire avancer un texte essentiel au développement de toutes les filières liées à la transition énergétique, et donc à la souveraineté de la France. Du fait de cette situation, l’incertitude règne pour des secteurs comme l’éolien ou le photovoltaïque, ce qui engendre des conséquences économiques directes pour les entreprises du secteur.

2 – L’EPR de Flamanville atteint 100 % de sa puissance

Il aura fallu attendre le 14 décembre pour que l’EPR de Flamanville atteigne sa puissance électrique brute nominale, à savoir 1 669 MWe. S’il reste de nombreux essais à réaliser avant la mise en service définitive, cette étape constitue le point d’orgue d’un projet hors-norme.

3 – L’inauguration du premier parc éolien flottant de France

Ce n’est pas tant pour sa production estimée, que pour l’avancée technologique qu’il représente, que le parc éolien flottant Provence Grand Large mérite d’être cité. En première ligne, le parc a largement contribué au développement d’une filière de l’éolien offshore flottant en France. Désormais, on attend avec impatience la mise en service des parcs EFGL et EOLMED qui ne devrait plus tarder. Ensuite, tous les yeux se tourneront vers le développement du parc Bretagne Sud.

4 – Le remplaçant de l’ARENH dévoilé

Avec la fin de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), c’est au tour du Versement nucléaire universel, aussi appelé VNU, de rentrer dans l’arène. Ce nouveau dispositif, malgré sa complexité, devrait permettre à EDF de mieux s’y retrouver d’un point de vue financier.

5 – Un accord enfin trouvé pour l’hydroélectricité française

Voilà 20 ans que la France et l’Union européenne cherchaient un terrain d’entente au sujet des barrages hydroélectriques français, sans succès. Il aura fallu attendre le 28 août 2025 pour que le gouvernement Bayrou obtienne un compromis avec la Commission européenne. Si de nombreux détails restent encore flous, l’avancée est suffisante pour permettre à EDF de relancer les investissements pour moderniser ses barrages. Objectif : augmenter la puissance totale de 20 %.

6 – Les aides pour les particuliers revues à la baisse

En mars, le tarif de rachat de l’électricité par EDF a été drastiquement revu à la baisse, passant de 0,1269 €/kWh à 0,04 €/kWh. Pour ne rien arranger, la prime à l’autoconsommation a également été revue à la baisse, ce qui rend les installations photovoltaïques beaucoup moins accessibles aux particuliers. Seule une baisse de la TVA à 5,5 % vient compenser cette baisse d’aide, mais avec des critères très stricts en contrepartie. En parallèle, le dispositif d’aide MaPrimeRenov’ a connu des difficultés notoires, dont une interruption de plusieurs mois.

7 – La plus grande batterie française mise en service

Le stockage d’électricité constitue le moyen le plus efficace pour faire face à la montée en puissance des énergies renouvelables dans le mix électrique français. Si la France est en retard sur la question, elle vient tout de même de voir sa batterie stationnaire (BESS) la plus puissante mise en service, avec 200 MWh de capacité et 100 MW de puissance au pied du pont de Cheviré, à Nantes.

8 – La facture prévisionnelle des six EPR2 dévoilée

Si tout se passe comme prévu, la construction des 6 réacteurs devrait coûter 73 milliards d’euros, soit 7,3 millions d’euros par MW. Désormais, ce devis doit faire l’objet d’un audit gouvernemental, puis le dispositif de financement doit être validé par la Commission européenne.

9 – Une année compliquée pour l’éolien en mer

Si la construction du parc d’Yeu-Noirmoutier suit son cours, et que le projet Centre-Manche 2 a été attribué, tout n’est pas rose pour l’éolien en mer. À l’image du reste du monde, la filière subit de grandes difficultés, notamment à cause de trop grands décalages entre les tarifs de revente fixés par les appels d’offres, et le coût réel des investissements. Cette situation a conduit à l’échec de l’appel d’offres AO7, qui n’a eu aucun candidat.

10 – Un ouveau record d’exportations pour EDF

En 2024, EDF avait battu un record d’exportation d’électricité avec un solde net d’exportation de 89 TWh, soit 12 TWh de plus que le précédent record de 2002. Cette année, EDF pourrait faire encore mieux puisque le solde net (non définitif) des exportations s’élevait déjà à 82 TWh au 30 novembre 2025. Bonne nouvelle en apparence, cette tendance témoigne du manque de consommation électrique de la France.

Et dans le reste du monde ?

Pour cette année 2025, impossible de ne pas évoquer le black-out qui a secoué l’Espagne et le Portugal en avril dernier. L’incident, d’une ampleur presque inédite, a plongé plusieurs millions de personnes dans le noir, avec parfois des conséquences dramatiques. Suite à cet évènement, le gouvernement espagnol a débloqué des fonds considérables pour financer des projets de stockage d’énergie et favoriser la stabilité du réseau.

À l’échelle du monde, l’éolien en mer a montré de grandes difficultés, notamment à cause d’une instabilité constante autour de l’Amérique du Nord. Cette situation met à mal les plus grandes entreprises du secteur comme Orsted. En Europe, certains appels d’offres n’ont pas eu de candidats par manque de compétitivité. En parallèle, le nouvel engouement autour du nucléaire se confirme avec des projets de SMR qui se multiplient, des réouvertures de réacteurs programmées, et une production qui se maintient à la hausse.

Enfin, comme l’année dernière, la Chine continue d’être le moteur de la transition énergétique. En plus de son monopole sur la production de panneaux photovoltaïques et de son impact sur la production d’éoliennes, le pays multiplie les projets titanesques. Outre des STEP à haute altitude, des réacteurs nucléaires à foison et des centrales photovoltaïques géantes, le pays a officiellement lancé le chantier du plus grand barrage au monde, d’une puissance de 60 GW.

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Le CCS, acronyme de Captage et stockage du carbone, a le vent en poupe, en particulier pour les installations industrielles. Au Royaume-Uni, une cimenterie va bientôt pouvoir capter pas moins de 800 000 tonnes de CO₂ par an. 

Près de Liverpool, la cimenterie Padeswood s’apprête à recevoir l’une des plus importantes installations de capture du CO₂ d’Europe. Cette dernière, mise au point par Mitsubishi Heavy Industry (MHI), devrait permettre de capturer près de 800 000 tonnes de CO₂ chaque année à partir de 2029. Le CO₂ capturé sera acheminé via un pipeline jusqu’à d’anciennes chambres de gaz souterraines situées au large de Liverpool Bay.

Pour cette cimenterie, c’est le seul moyen de faire baisser ses émissions de CO₂. En effet, le ciment est obtenu par calcination, une opération qui consiste à transformer du carbonate de calcium (CaCO₃), principal composant des roches calcaires, en chaux vive (CaO) par l’action de la chaleur, souvent aux alentours des 900°C. Cette réaction chimique entraîne une production de dioxyde de carbone.

Les projets de capture du CO₂ se multiplient, mais pas toujours pour les bonnes raisons

Pour capturer ce CO₂, MHI a mis au point une installation appelée KM CDR Process. Celle-ci repose sur trois étapes fondamentales. La première consiste à refroidir les gaz obtenus lors du processus de calcination à travers une tour dédiée, notamment afin d’éliminer certaines impuretés. Ensuite, le gaz obtenu entre dans une seconde tour par le bas, tandis qu’un solvant développé par MHI est aspergée par le haut de la tour. Ce solvant a la capacité de capturer chimiquement le CO₂ présent dans le gaz. Le gaz dénué de CO₂ sort par le haut de la tour, tandis que le solvant chargé en CO₂ est pompé vers la tour de régénération. Dans celle-ci, la chaleur permet de briser la liaison chimique, libérant alors le CO₂. Le solvant est ensuite réutilisé tandis que le CO₂ pur peut-être transporté afin d’être stocké.

Avec cette technologie, MHI fait partie des leaders du secteur, et revendique déjà 18 installations commerciales en fonctionnement. Néanmoins, l’intérêt écologique de ces installations est parfois critiqué, notamment vis-à-vis du destin du CO₂ capturé. C’est notamment le cas du projet Petra Nova, mis en service en 2017, qui est considéré comme la plus grande installation de ce type au monde avec une capacité de 1,4 millions de tonnes de CO₂ captés par an. Le procédé est ici installé sur une centrale à charbon, mais le CO₂ récolté est transporté vers un champ pétrolier via un pipeline de 130 kilomètres. Sur place, il est injecté dans le sol pour pousser le pétrole vers les puits de sortie afin d’en augmenter la production.

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Avide de matières premières, la Chine met tout en œuvre pour rester le moteur international de la transition énergétique. Parmi les éléments qu’elle espère dompter figure le bore, que l’on retrouve dans les aimants permanents ou les panneaux photovoltaïques. Elle vient de trouver un moyen de l’extraire de l’eau de mer. 

Tout le monde ne le sait pas, mais le bore n’est pas utile que dans les produits de nettoyage ménager ou dans les insecticides domestiques. C’est un des éléments essentiels à la transition énergétique, et la Chine en est première consommatrice au monde. Problème : la production de cet élément est concentrée en Turquie pour 65% et aux États-Unis pour 20%. De ce fait, on ne sera pas étonné d’apprendre que l’université chinoise Northwest A&F a travaillé sur de nouvelles manières d’obtenir du bore et ainsi réduire la dépendance du pays sur le sujet.

Les chercheurs chinois sont parvenus à mettre au point un gel, appelé MMS, qui comprend du MXène et un composé d’oxyde de magnésium. Ce savant cocktail, formé en fines feuilles de 2 mm d’épaisseur, permet de produire de l’eau douce à partir d’eau salée, et d’extraire le bore de celle-ci, tout cela grâce à l’énergie solaire.

Durant des expériences en laboratoire, le gel MMS aurait permis d’atteindre un taux d’évaporation de 2,14 kg d’eau douce par mètre carré et par heure, tout en accumulant au total 225 milligrammes de bore sur 9 heures d’expérience. Enfin, le gel aurait montré une efficacité résiduelle de 86% après 7 cycles de réutilisation. Suite à ces essais en laboratoire, des essais en plein air ont validé la viabilité de ce gel avec une production de 5,2 kg d’eau douce et 122 mg de bore par mètre carré sur une journée.

Le bore, élément important de la transition énergétique

Cette innovation technologique suscite de nombreux espoirs. D’abord, elle ouvre des perspectives intéressantes pour les pays ou l’eau douce se fait rare en permettant l’extraction d’un composé qui peut être toxique pour l’être humain en trop forte quantité.

En parallèle, les applications du bore se multiplient avec la transition énergétique. Il est notamment utilisé pour doper les cellules photovoltaïques, et en améliorer le rendement. D’autre part, on le retrouve dans les aimants permanents de type néodyme-fer-bore (NdFeB), qui sont très utilisés pour les moteurs de véhicules électriques mais également pour les turbines d’éoliennes par exemple. Le bore est de plus en plus utilisé dans le secteur de la défense et de l’aérospatiale comme carburant solide, et comme composant.

Enfin, son utilisation pourrait augmenter dans le domaine du nucléaire. L’année dernière, la Chine a obtenu la capacité à enrichir du bore-10 à hauteur de 70%, ceci afin d’optimiser les systèmes de contrôle de la réaction dans les réacteurs nucléaires.

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Conséquence du black-out espagnol, l’Europe vient de présenter huit projets stratégiques censés améliorer la sécurité énergétique européenne. En haut de cette liste : deux interconnexions à travers les Pyrénées pour sécuriser la péninsule ibérique, que la France est accusée de freiner. 

Le black-out espagnol d’avril 2025 continue de faire parler, en particulier à Bruxelles. Pour éviter qu’une telle situation ne se reproduise, la Commission européenne réfléchit aux solutions pour améliorer le réseau énergétique européen dans son ensemble. Elle a déjà estimé une enveloppe de 1200 milliards d’euros d’ici 2040 pour le renouvellement et le développement du réseau électrique européen, et vient d’annoncer une liste de huit projets prioritaires.

• Pyrenean crossing 1 & 2, deux liaisons électriques à travers les Pyrénées pour mieux intégrer la péninsule ibérique au réseau européen,
• Interconnexion de la Grande Mer, pour connecter l’île de Chypre à l’Europe continentale,
• Harmony Link, pour renforcer l’interconnexion électrique des États baltes et renforcer leur sécurité énergétique,
• Gazoduc transbalkanique (TBP), pour accroître la résilience des approvisionnements énergétiques dans la région des Balkans,
• Bornholm Energy Island, pour faire de la mer Baltique une plateforme d’interconnexion marine,
• Corridor SudH2, pour le transport de l’hydrogène entre la Tunisie, l’Italie, l’Autriche et l’Allemagne,
• Corridor hydrogène sud-ouest, du Portugal et de l’Allemagne.
• Améliorer la sécurité énergétique et la stabilité des prix de l’Europe du Sud-Est,

Si les deux projets d’interconnexion à travers les Pyrénées sont en tête de cette liste, ce n’est pas un hasard. Suite à l’incident du 28 avril, l’Espagne et le Portugal avaient demandé à la Commission européenne d’apporter une impulsion politique pour renforcer ces interconnexions, tout en déplorant un manque d’engagement de la France à ce sujet.

La France, carrefour européen de l’énergie

D’ailleurs, ce manque de dynamisme français a été relevé par Dan Jorgensen, commissaire européen à l’Énergie, qui n’a pas hésité à déclarer : « Je pense n’offenser personne en disant que parfois, la France s’est montrée réticente à développer ses interconnexions ». Selon lui, augmenter les liaisons entre les pays ne peut être que positif, et permettrait à la France « d’éviter 40 blackouts » par an. Bien que des tensions existent sur le réseau national français, en particulier au sud-est du pays, la situation est plus complexe qu’elle n’y paraît. D’abord, la Commission européenne, qui a fixé à la France un objectif de 15 % d’interconnexions d’ici à 2030, estime le niveau actuel d’interconnexion à seulement 4,7 %. De son côté, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a estimé ces interconnexions à 12,5 %, et même 16 % en considérant les facteurs de charge des parcs éoliens et solaires.

D’autre part, du fait de sa position géographique, la France joue le rôle de carrefour énergétique à l’échelle de l’Europe. De ce fait, une hausse de ces interconnexions pourrait augmenter les flux de transit entre une Europe du Sud produisant principalement de l’électricité solaire, et une Europe du Nord produisant de l’électricité éolienne. La France devrait alors renforcer le dimensionnement de son réseau en conséquence pour éviter les congestions, sans que les consommateurs français n’en profitent.

Des projets d’interconnexion en cours

Quoi qu’il en soit, ces deux nouveaux projets d’interconnexion entre la France et l’Espagne, qui avaient déjà été envisagés par le passé, vont pouvoir être dépoussiérés. Un accord intergouvernemental signé en 2015 prévoyait, en effet, la construction d’une liaison enterrée entre la Navarre ou le Pays basque espagnol et le département des Landes. Une deuxième liaison devait être créée entre l’Aragon et les Pyrénées-Atlantiques.

Actuellement, une nouvelle liaison électrique entre l’Espagne et la France est déjà en construction et devrait être mise en service à partir de 2028. Complexe, elle relie Bordeaux à Bilbao principalement sous la mer. Plus au nord, le Celtic Interconnector, entre la France et l’Irlande, suit son cours. Sa mise en service est prévue début 2027.

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À en croire le gestionnaire de réseau français, une augmentation trop faible de la consommation électrique française pourrait, à long terme, mettre à mal les grands projets nucléaires et éoliens en mer. Pour éviter cette situation, RTE appelle le pays à prendre des décisions rapidement.

Dans la course effrénée vers le zéro carbone d’ici 2050, l’électrification des usages constitue vraisemblablement la meilleure piste à suivre pour se donner une chance de réussite. Néanmoins, si les moyens de produire de l’électricité décarbonée se multiplient, encore faut-il pouvoir utiliser cette électricité. Selon le dernier bilan prévisionnel de RTE, la France est à un moment charnière de ce défi majeur. Le gestionnaire de réseau français a analysé la situation française et dessiné deux scénarios possibles au sujet du réseau électrique français. L’un de ces scénarios pourrait, à terme, compromettre le nouveau programme nucléaire.

Si tout se passe bien, et que la France prend la direction de ses objectifs publics via une décarbonation rapide, sa consommation électrique devrait augmenter de manière considérable pour atteindre 580 TWh d’électricité par an, contre 442 TWh d’électricité en 2024. Cette hausse serait alors en grande partie liée à la hausse du parc de voitures électriques, de la production d’hydrogène et des besoins de l’industrie.

Le nouveau nucléaire remis en question en cas de décarbonation lente

Néanmoins, sans action majeure en ce sens dans les prochains trimestres, la trajectoire du pays pourrait être bien différente. C’est ce qu’a analysé RTE à travers son scénario de décarbonation lente. Celui-ci aurait des répercussions directes sur les moyens de production d’énergie décarbonée. Dans ce cas de figure, l’exportation d’électricité vers le reste de l’Europe atteindrait un plafond et ne pourrait pas suffire à combler l’écart entre production et consommation.

De ce fait, il nécessiterait une modulation plus importante du parc nucléaire, ce qui conduirait à une hausse du coût complet de production. RTE envisage ainsi une différence de 60 TWh de production annuelle d’électricité pour le parc nucléaire entre les deux scénarios. La production serait de 380 TWh en cas de décarbonation rapide contre seulement 320 TWh en cas de décarbonation lente.

Les parcs éoliens en mer également plongés dans le doute

Mais ce n’est pas tout, une croissance trop lente de l’électrification des usages pourrait ralentir les besoins en énergie décarbonée. Si le déploiement des moyens de production d’énergies renouvelables terrestres semble déjà voué à ralentir, il en va de même, à moyen et long terme, pour les grands projets que sont les parcs éoliens en mer et les nouveaux EPR2.

Dans son bilan, RTE écrit ainsi : « À moyen et long terme, la poursuite d’une tendance d’électrification modérée conduirait à remettre en question également des projets éoliens en mer et les nouveaux réacteurs nucléaires ». Le gouvernement français va devoir prendre des mesures fortes dès les prochains trimestres pour maintenir le cap vers ses objectifs de décarbonation, et ainsi ne pas bousculer les investissements industriels déjà réalisés dans le domaine des énergies décarbonées.

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EDF n’est pas la seule institution française à exploiter des réacteurs nucléaires à eau pressurisée. C’est aussi le cas de la Marine nationale, qui utilise la puissance de l’atome pour propulser plusieurs de ses navires. L’un d’entre eux vient de voir sa chaufferie nucléaire mise en service : il s’agit du sous-marin d’attaque De Grasse.

C’est bien un réacteur à eau pressurisée qui a été démarré en Normandie ce 12 décembre, mais il n’a aucun rapport avec le site de Flamanville. Il s’agit de la chaufferie nucléaire du sous-marin d’attaque De Grasse, le quatrième sous-marin de la classe Suffren. La divergence de la chaudière intervient quelques mois après le transfert du sous-marin depuis le hall de construction vers le dispositif de mise à l’eau. L’opération a été menée par les équipes de Naval Group et de TechnicAtome après autorisation préalable du délégué à la sûreté nucléaire et à la radioprotection pour les activités et installations intéressant la défense.

Désormais, le bon fonctionnement de la propulsion va pouvoir être vérifié, avant que les premiers essais en mer débutent. Ces derniers sont prévus au premier semestre 2026.

K15, un réacteur nucléaire conçu dans les années 80

Le réacteur K15, qui équipe les sous-marins nucléaires de classe Suffren, a d’abord été conçu dans les années 80 au centre CEA de Cadarache via un prototype à terre, afin d’équiper les sous-marins nucléaires de la classe Le Triomphant. Ce réacteur nucléaire de taille réduite, avec un diamètre de 3 mètres pour une hauteur de 5 mètres, a la particularité de répondre à des exigences acoustiques très élevées pour permettre aux sous-marins de conserver un niveau de discrétion maximum. D’ailleurs, le porte-avions Charles de Gaulle en est également équipé.

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À en croire certains projets actuels, l’avenir du nucléaire pourrait bien se jouer sous terre. Une entreprise américaine espère profiter des particularités du manteau terrestre pour mettre au point des centrales nucléaires plus sûres, plus petites et moins chères.

Pourquoi construire des locaux ultra-confinés et sécurisés, quand on peut s’appuyer sur les ressources de la nature ? C’est un peu le constat que l’on pourrait faire en observant le projet Cigéo, qui consiste à stocker des déchets nucléaires à plusieurs centaines de mètres de profondeur pour profiter des caractéristiques d’une vaste nappe souterraine d’argile.

Utiliser la pression d’une colonne d’eau

Inspirée par cette idée, l’entreprise américaine Deep Fission a eu l’idée d’enterrer non pas des déchets nucléaires, mais plutôt des réacteurs. Sur le papier, cette idée permettrait non seulement d’utiliser la roche comme barrière de confinement, mais également de profiter de la pression de quelque 16,2 MPa présente naturellement pour faire fonctionner un réacteur à eau pressurisée. En effet, le circuit primaire d’un réacteur à eau pressurisée (REP) est généralement maintenu à une pression proche de 150 bar, soit 15 MPa. Deep Fission a donc imaginé un réacteur de 15 MWe dont le cœur serait inséré dans un étroit forage jusqu’à une profondeur de 1600 mètres, maintenu dans de l’eau. Lors du fonctionnement, la vapeur d’eau serait conduite jusqu’à des turbines situées en surface.

Avec cette idée, Deep Fission espère profiter de technologies largement éprouvées dans l’industrie pétrolière pour les forages et la géothermie pour la circulation d’eau par grandes profondeurs. L’un des principaux intérêts de cette technologie, outre un gain de place important, serait d’assurer un haut niveau de sécurité pour un coût réduit de 80 % grâce à l’absence de bâtiment de confinement. Ici, pas de dôme en béton, ou de bâtiment blindé, c’est la roche qui protège le réacteur.

Un premier prototype opérationnel dès juillet 2026 ?

Forte de cette idée et encouragée par le département américain de l’Énergie, l’entreprise américaine veut avancer vite et mettre en service son premier prototype du réacteur baptisé Gravity d’ici juillet 2026, dans l’État du Kansas.

Ce premier prototype devrait permettre de valider cette technologie de réacteur et de vérifier que les nombreux espoirs associés sont bien réalistes. Pour l’heure, Deep Fission espère pouvoir installer un réacteur de 15 MWe en seulement 6 mois, et atteindre un coût compris entre 50 et 70 €/MWh. Certaines questions restent néanmoins en suspens, comme la gestion des pannes, des imprévus et des étapes de maintenance.

Néanmoins l’idée séduit de nombreux investisseurs et l’entreprise compterait déjà pour 12,5 GW de clients. La première centrale commerciale est prévue pour 2028, et devrait comporter 10 réacteurs pour une puissance cumulée de 150 MWe.

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Nouveau coup dur pour la filière française du photovoltaïque. En difficulté financière, le groupe OKWIND renonce à sa nouvelle usine avant même son inauguration, près de 90 emplois sont menacés. 

L’histoire devait être belle. Le groupe breton OKWind, qui a construit son succès grâce à la fabrication de trackers solaires, devait continuer son expansion grâce à une toute nouvelle usine située près de Vitré, en Bretagne. Cependant, le groupe vient d’enregistrer un début d’exercice 2025 très inquiétant, obligeant la direction à prendre des mesures difficiles. Sur le premier semestre 2025, le groupe a enregistré une baisse de chiffre d’affaires de près de 57 % par rapport à l’année précédente, soit un recul de 13,4 millions d’euros. Et la situation ne s’est pas améliorée durant le second semestre puisque sur les 9 premiers mois de l’année, le chiffre d’affaires a été de 18,4 millions d’euros contre 46 millions d’euros jusqu’en septembre 2024.

OKWind va désormais mettre en place un grand plan de transformation pour tenter de survivre. Ce plan passe par la revente d’une usine à peine construite qui n’est plus adaptée à l’activité de l’entreprise. Surtout, ce sont près de 89 postes qui sont menacés, soit 40 % des effectifs de l’entreprise.

Les trackers solaires, de plus en plus difficiles à justifier ?

Fondé en 2009, le groupe OKWIND s’est développé rapidement en déployant une énergie solaire locale et bas carbone, grâce à des trackers solaires dont le premier modèle a été installé en 2015. Si les trackers solaires sont fréquents sur les sites agricoles et les sites industriels, OKWIND a pris le pari de développer un modèle dédié aux particuliers, à travers sa filiale Lumioo en 2020. Il faut reconnaître que les trackers solaires ont des atouts indéniables en permettant une optimisation constante de l’énergie du soleil. Avec ce type d’installation, le pic de production est étalé sur plusieurs heures, ce qui permet de mieux profiter de l’énergie solaire. De plus, ces installations peuvent représenter un véritable gain de place quand une installation en toiture n’est pas possible.

Néanmoins se pose la question du prix et du retour sur investissement depuis la baisse considérable du prix des panneaux solaires. Dans le cas des trackers solaires, le prix des panneaux devient marginal en comparaison au coût de la structure et du dispositif de suivi. C’est particulièrement flagrant pour les particuliers. Lumioo commercialise son tracker solaire destiné aux particuliers à un tarif supérieur à 11 000 € pour une puissance de 1480 Wc.

À titre de comparaison, le prix d’une installation traditionnelle en toiture débute aux alentours de 6 000 € ou 7 000 € pour une puissance de 3 000 Wc. Dans ces conditions, la différence d’investissement est difficile à justifier. Le groupe a annoncé vouloir recentrer son portefeuille d’activités sur les offres les plus attractives, à plus fortes valeurs ajoutées, notamment via les technologies favorisant l’autonomie énergétique pour laquelle les trackers sont particulièrement adaptés.

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Le récent terrain d’entente trouvé entre la France et l’Europe au sujet de l’hydroélectricité ne devrait pas arranger qu’EDF. Une jeune société, qui mise sur l’énergie hydraulique pour proposer une électricité décarbonée, veut continuer de se développer et de participer aux efforts de flexibilité nationaux. 

Quand on parle d’hydroélectricité en France, on pense presque automatiquement à EDF, voire à la Compagnie nationale du Rhône (CNR). Les plus informés sur le sujet pourraient même évoquer la Société hydroélectrique du Midi (SHEM), qui appartient à Engie. Mais à la quatrième place se dresse un acteur ambitieux, qui se fait une place de plus en plus respectée sur le marché. Il s’agit d’Hydrocop.

Une coopérative de petites centrales qui voit gros

Fondée en 2011, issue du regroupement de plusieurs entreprises locales d’énergie, elle ne cesse de se développer, en particulier à l’est et au sud-ouest de la France. Forte de ses 40 centrales qui affichent une puissance cumulée de 103 MW, elle produit 437 GWh par an.

Avec quasiment 15 années d’expérience, le groupe veut désormais aller plus loin et ambitionne d’atteindre une production de 500 GWh par an d’ici 2035. Pour cela, elle vient de réaliser une levée de fonds de près de 182 millions d’euros. Ce budget devrait notamment permettre de lancer d’importants travaux sur les trois prochaines années. Au total, 35 millions d’euros seront alloués à la rénovation et l’amélioration de nombreux ouvrages. Il peut s’agir d’augmenter la puissance de barrages sur le Lot ou le Tarn, mais également de restaurer la continuité écologique de certains sites ou encore de renforcer la stabilité du barrage de Fumel.

Des STEP et des batteries

Outre des travaux d’augmentation de puissance de ses installations, Hydrocop veut répondre à l’enjeu crucial de la flexibilité. Pour cela, elle travaille à la mise en place de contrats d’achat d’électricité avec ses clients. D’autre part, le groupe réfléchit au développement de plusieurs stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) de petite taille. Ce système de stockage devrait permettre de répondre efficacement à l’intermittence des énergies renouvelables comme l’éolien et le solaire.

Enfin, le groupe pourrait déployer des systèmes hybrides, qui consistent à installer des batteries stationnaires à proximité de centrales hydroélectriques afin d’en stocker la production et de la redistribuer au moment le plus avantageux d’un point de vue financier.

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C’était un sujet de débats depuis plusieurs années : comment revendre l’électricité nucléaire après la fin de l’ARENH ? La solution semble avoir été trouvée, mais elle est particulièrement complexe. 

Pourquoi faire simple, quand on peut faire compliqué ? C’est la question que l’on pourrait naturellement se poser, à la lecture du mécanisme destiné à remplacer l’ARENH. Pour rappel, l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) est un dispositif qui a été créé en 2010 pour permettre aux fournisseurs d’électricité alternatifs d’acheter de la production nucléaire. Ce mécanisme obligeait EDF à vendre jusqu’à 100 térawattheures (TWh) d’électricité à un tarif fixé par l’État, à 42 € le mégawattheure (MWh). Il était vivement critiqué pour son tarif trop bas, qui obligeait EDF à vendre de l’électricité à perte.

Ce mécanisme arrivant à terme ce 31 décembre 2025, il fallait trouver un modèle de remplacement. C’est de cette manière qu’est né le Versement nucléaire universel, aussi appelé VNU. Ce nouveau mécanisme est jugé moins protecteur des consommateurs, puisque l’électricité nucléaire sera désormais vendue au prix du marché de gros. Néanmoins, un système de taxe devrait les protéger contre les envolées de prix.

Des taxes pour limiter les flambées de prix

Dans les faits, le mécanisme s’établit sur le prix au MWh de l’électricité nucléaire défini il y a peu par la CRE. Actuellement annoncé à 60,3 €/MWh, ce tarif pourra être actualisé tous les 3 ans. À partir de ce prix de base, l’État fixera chaque année deux seuils à partir desquels la vente d’électricité sera taxée. Pour l’heure, ces seuils sont définis de la manière suivante :

• Seuil 1 : marge fixée entre 5 € et 25 €/MWh de plus que le prix de base. En cas de dépassement de ce tarif, une taxe de 50 % sera appliquée.
• Seuil 2 : marge fixée entre 35 € et 55 €/MWh de plus que le prix de base. En cas de dépassement de ce tarif, une taxe de 90 % sera appliquée.

L’argent récolté par l’État avec ces taxes sera ensuite reversé aux consommateurs par le biais d’une minoration des factures, notamment en fonction du tarif unitaire défini pour chaque client.

Un mécanisme beaucoup plus complexe

Au-delà de cette base de calcul, des mécanismes complémentaires sont également prévus pour faciliter la mise en place du VNU, comme le versement d’acomptes aux fournisseurs pour limiter les problèmes de trésorerie. Ce nouveau mécanisme devrait permettre à EDF d’obtenir une rémunération plus en adéquation avec le coût réel de l’électricité nucléaire, tout en protégeant les consommateurs de potentielles envolées des prix. En revanche, aucun mécanisme ne prévoit une protection d’EDF en cas de prix du marché de gros durablement bas.

La complexité du VNU suscite les interrogations. EDF aurait, en effet, pu opter pour un mécanisme similaire au Contract for difference (CfD), largement adopté pour les énergies renouvelables. Celui-ci fonctionne autour d’un tarif prédéterminé, et permet de protéger le producteur en cas de prix faibles avec des subventions, et le consommateur en cas de prix élevés avec des taxes. Néanmoins, il semblerait que le recours à un CfD pour le nucléaire français aurait pu engendrer des complications auprès de la Commission européenne, comme une séparation structurelle des différentes activités d’EDF.

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Elle aura nécessité 6 ans de travaux, et plusieurs milliards d’euros, mais n’est déjà plus fonctionnelle. L’AIEA vient d’annoncer que suite à l’attaque de l’arche de Tchernobyl par un drone en février dernier, cette dernière ne remplissait plus son rôle de confinement. Les réparations définitives pourraient coûter plusieurs centaines de millions d’euros. 

L’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) vient de donner son avis sur la situation autour de la centrale de Tchernobyl. En février dernier, cette dernière avait été frappée par un drone explosif qui avait endommagé son arche. Malgré une réparation de fortune réalisée dans les semaines suivant l’incident, l’AIEA vient d’annoncer que la structure de confinement a perdu ses principales fonctions de sécurité, et notamment « sa capacité de fonctionnement ». La frappe de drone avait engendré un incendie sur la structure du toit et créé un trou d’une quinzaine de mètres carrés.

Pas d’augmentation de la radioactivité

Pour l’heure, pas de quoi paniquer, car les mesures relevées autour du site n’ont pas augmenté depuis l’incident, et toujours selon l’AIEA, la structure porteuse et les systèmes de surveillance n’ont subi aucun dommage. Par ailleurs, le spécialiste de sécurité nucléaire Robert Kelley a expliqué que pour le moment, seuls des rayonnements directs pouvaient s’échapper de la brèche. Or, ces derniers ne peuvent pas aller plus loin qu’un à deux kilomètres de la centrale.

En revanche, ce sont les quatre tonnes de poussière hautement radioactives qui se trouvent à l’intérieur du premier sarcophage qui inquiètent. Celles-ci sont situées dans l’enceinte construite à la hâte en 1986, dont la stabilité n’est plus assurée. D’ailleurs, la brèche de l’arche pourrait aggraver la corrosion et fragiliser le sarcophage.

Des réparations de plusieurs centaines de millions d’euros

Selon l’AIEA, il va donc falloir procéder à une réparation de l’arche. Pour rappel, cette dernière avait été achevée en 2019, et était prévue pour protéger la centrale de Tchernobyl pour les 100 prochaines années. Initialement estimé à 432 millions d’euros, son prix avait explosé pour dépasser les 2 milliards d’euros.

Un plan prévisionnel est en cours d’élaboration par la Banque européenne pour entamer cette reconstruction d’ici l’an prochain, pour un montant total de plusieurs centaines de millions d’euros.

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C’est une victoire de taille, vers la réalisation du projet Cigéo. L’ASNR vient de publier un avis favorable concernant le projet de stockage géologique des déchets nucléaires qui devrait être mis en service à Bure (Mesure) en 2050. 

Le projet Cigéo vient de franchir une nouvelle étape cruciale à sa concrétisation, cette semaine, avec la publication de l’avis technique de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR). Après 30 mois d’expertise et d’instruction, l’ASNR a jugé que les conditions de sûreté du projet étaient satisfaisantes. Désormais, le projet doit être soumis à une enquête publique d’ici la fin de l’année 2026. À l’issue de cette dernière, le gouvernement pourra délivrer une autorisation de création du site par le biais d’un décret du Conseil d’État. Ce décret ne devrait pas être publié avant 2028.

Si l’échéance paraît lointaine, elle ne l’est finalement pas tant que ça pour un projet à l’envergure extraordinaire. Lancé il y a plus de 30 ans, le projet Cigéo devrait permettre le stockage définitif de déchets nucléaires à 500 mètres sous terre à partir de 2050. Sa fermeture définitive est prévue pour 2170, quand des alvéoles spécifiquement conçues auront reçu les quelque 83 000 mètres cubes de déchets prévus.

L’argile comme isolant

Le site devrait permettre le stockage de deux types de déchets : les déchets de haute activité (HA) et les déchets de moyenne activité à vie longue (MA-VL). Pour assurer une sécurité optimale, ces déchets seront stockés dans la Meuse, dans une couche d’argile imperméable formée il y a 160 millions d’années. Si d’autres pays, comme la Suède ou la Finlande, ont choisi des couches granitiques pour stocker leurs déchets nucléaires, l’argile a de nombreux avantages.

Ce matériau, qui est quasiment imperméable à l’eau, possède une ductilité naturelle qui lui permet d’absorber les éventuels mouvements tectoniques. De plus, celle-ci ralentit l’éventuelle migration de radionucléides. Cela signifie qu’en cas de fuite, il leur faudrait des centaines de milliers d’années pour éventuellement atteindre la surface. Or, sur une telle période, ils perdraient l’essentiel de leur radioactivité.

Des points de vigilance à approfondir

Malgré l’avis favorable de l’ASNR, l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA), qui porte le projet Cigéo, va devoir apporter des précisions sur certains points. Les sujets de vigilance identifiés sont les performances des ouvrages de scellement, ainsi que la vitesse de corrosion des conteneurs métalliques envisagés pour stocker les déchets radioactifs. Enfin, l’ANDRA devra apporter des précisions sur la maîtrise du risque d’explosion dans les alvéoles et la maîtrise du risque d’incendie pour le stockage des déchets bitumés.

L’ANDRA espère une mise en service de l’installation vers 2050. D’ici là, une phase industrielle pilote devrait permettre le stockage des premiers colis à l’horizon 2035-2040. Rappelons que sur les 83 000 mètres cubes de capacité du site, la moitié doit être allouée à des déchets déjà produits, et ne prend pas en compte les déchets qui seront produits par les nouveaux EPR. Une éventuelle extension du site nécessitera nécessaire une nouvelle autorisation.

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Les éoliennes terrestres sont souvent critiquées pour leur impact négatif sur la faune volante. Mais qu’en est-il pour les éoliennes en mer ? Pour caractériser cet impact et ainsi imaginer des solutions, un projet d’étude français a été mené autour de l’éolienne FloatGen, située au large du Croisic. Les résultats sont plutôt rassurants.

Dans la liste des reproches qui sont faits aux éoliennes, leur potentiel impact sur les oiseaux et les chauves-souris revient souvent. Il est vrai que des cadavres sont régulièrement retrouvés au pied d’éoliennes terrestres. En revanche, en mer, l’impact des éoliennes sur la faune volante est encore méconnu.

C’est justement pour en savoir plus à ce sujet qu’a été lancée l’étude Piaff & Co en 2022. Celle-ci a été menée par la fondation Open-C autour de Floatgen, première éolienne offshore de France, installée au large du Croisic (Loire-Atlantique). Cette étude réunit des partenaires comme Centrale Nantes, le Muséum national d’histoire naturelle, BW Ideol ou encore le parc éolien de Saint-Nazaire avec comme mission d’étudier les habitudes des oiseaux dans un rayon de 50 km autour de l’éolienne et de comprendre l’impact de cette dernière. Pour y parvenir, trois points de mesure acoustique et autant de capteurs vidéo ont été installés sur l’éolienne et son flotteur. En parallèle, quatre outils d’intelligence artificielle ont été déployés pour étudier les données récoltées.

Jusqu’à 60 oiseaux tués chaque année sur une éolienne

Sur 2 ans, les deux années de relevés, ce sont près de 12 500 vidéos de trajectoire d’oiseaux qui ont été enregistrées, dont 15 % ont pu être analysées. Sur ce total, les scientifiques ont remarqué que dans 80 % des cas, il n’y avait aucune interaction entre l’éolienne et l’oiseau. Dans 20 % des cas, ils ont constaté des micro-évitements (esquives), voire des méso-évitements (changements de direction). Au total, seulement deux cas ont montré une collision avec des goélands.

En réalité, le constat est plus important. Sur le flotteur de type Damping Pool, entre 2018 et 2025, 77 cadavres appartement à 15 espèces différentes ont été recueillis. Ces cadavres ont permis d’établir la mortalité du site à environ 60 individus par an. Au total, cela reste toutefois bien en deçà de la mortalité aviaire causée par les chats domestiques, estimée à 75 millions d’animaux chaque année en France.

Quelles solutions pour limiter cet impact ?

Pour l’heure, les porteurs du projet ne veulent pas faire de généralisation à partir des données obtenues. Selon eux, ce premier bilan comporte encore des limites importantes. Néanmoins, c’est un premier pas vers des solutions pour limiter l’impact des éoliennes sur les oiseaux. Ils ont notamment pu constater le rôle important de perchoir et de dortoir du flotteur pour les oiseaux. Les études devraient continuer en 2027 sur le même site du Croisic, avec le déploiement d’Eolink.

Actuellement de nombreuses mesures sont déjà prises pour limiter l’impact négatif des turbines sur les oiseaux. La vitesse de démarrage des éoliennes peut être relevée la nuit ou en période de migration. Parfois, des arrêts ciblés sont même programmés. Certains systèmes de dissuasion ont également montré leur efficacité, comme la peinture des pales, ou encore des éclairages, sons et ultrasons ciblés.

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