Le dynamisme de la Chine en matière de production d’énergie décarbonée ne concerne pas seulement l’éolien et le solaire. Le pays, qui fait partie des principaux acteurs du secteur nucléaire, s’apprête à mettre en service le premier SMR terrestre au monde. 

Au large des côtes chinoises, sur l’île d’Hainan se tient l’un des plus importants chantiers de ces dernières années. La China National Nuclear Corporation y construit, en effet, le premier SMR terrestre appelé APC100 ou Linglong One. Ce dernier a été le premier à être approuvé par l’Agence internationale de l’énergie nucléaire en 2016. Il aura fallu attendre 2021 pour que le chantier ne démarre réellement. Seulement cinq ans après la pose de la première pierre, le prototype unique pourrait être mis en service dans les six prochains mois.

Pour ce réacteur, la Chine a choisi la technologie de l’eau pressurisée. Malgré une puissance relativement faible de 100 MWe, le chantier reste titanesque. Rien que le dôme du réacteur, qui a été installé l’année dernière, pèse la bagatelle de 550 tonnes. Une fois n’est pas coutume, sur ce projet, la Chine affiche un léger retard puisque initialement, la première divergence du réacteur était prévue pour fin 2025. Finalement, il faudra probablement attendre six mois de plus.

Un début de monopole chinois ?

Malgré ces six mois de retard, la Chine affirme une avance très importante face aux autres pays du monde, en particulier les États-Unis. Chez l’Oncle Sam, aucun SMR n’est en construction, malgré la volonté du département américain de l’Énergie d’accélérer sur le sujet.

Cette avance pourrait donner un avantage stratégique colossal à la Chine, qui a développé toute la chaîne de valeur nécessaire à la construction de ce réacteur. De ce fait, la Chine pourrait en toute logique industrialiser la construction de ce SMR, et ainsi devenir exportateur majeur de moyens de production d’électricité nucléaire. Grâce à son immense capacité d’industrialisation, la Chine pourrait ambitionner de prendre le monopole de ce secteur, comme elle l’a fait avec le photovoltaïque et l’éolien offshore.

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Le plus grand parc éolien offshore d’Écosse a connu en 2025 des difficultés qui n’avaient visiblement pas suffisamment été anticipées. Ce n’est pourtant pas faute pour les experts d’avoir prévenu.

Seagreen est le plus grand parc éolien offshore d’Écosse. Il est implanté à une trentaine de kilomètres de côtes. En mer du Nord. Pas moins de 114 éoliennes pour une puissance totale de 1,1 gigawatt (GW). Le tout pleinement opérationnel depuis octobre 2023. Avec l’ambition d’alimenter plus de 1,7 million de foyers en électricité renouvelable. Mais, dans un monde qui a plus que jamais besoin de décarboner sa production d’énergie, Seagreen a connu en 2025 une situation ubuesque.

Alors que sa capacité de production annuelle est estimée à presque 4 600 gigawattheures (GWh), le parc éolien offshore n’a fourni l’année dernière qu’à peine plus de 1 000 GWh. Moins de vent que prévu sur la région ? Pas du tout. Et ça aurait été dommage parce qu’avec Seagreen, « le gouvernement du Royaume-Uni a justement investi dans les énergies renouvelables là où les ressources sont les plus abondantes », souligne SSE Renewables, l’exploitant du parc.

Des éoliennes à l’arrêt dès le mois de mars

Des ressources abondantes, certes, mais les experts avertissent depuis plusieurs années déjà. Les ressources ne suffiront pas si les infrastructures ne suivent pas. Et c’est là le nœud du problème aujourd’hui. Par manque de capacité, le gestionnaire du réseau électrique national (Neso) a, très tôt dans l’année, été dans l’impossibilité de continuer de transporter l’électricité renouvelable produite par Seagreen vers une grande partie du pays. Résultat, dès mars 2025, les éoliennes ont été mises à l’arrêt.

Pour compenser les pertes de production, plus de 30 millions de livres sterling — presque 35 millions d’euros — ont été versés au projet en 2025. Presque rien, en réalité, comparé aux 1,5 milliard de livres sterling de paiements compensatoires versés au total l’année dernière dans le pays. Le tout financé par les factures d’énergie des consommateurs.

Moderniser le réseau en urgence

Pour SSE Renewables, il est désormais urgent de « moderniser le réseau pour éliminer les goulets d’étranglement ». L’entreprise compte d’ailleurs investir à cet effet 27 milliards de livres sterling entre 2025 et 2030. Le tout alors qu’en juillet dernier, le gouvernement écossais a autorisé le lancement d’un projet destiné à implanter dans la baie de Berwick, celui qui pourrait devenir le plus grand parc éolien offshore du monde. Souhaitons que l’aménagement du réseau ne soit pas négligé cette fois.

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Avec la baisse de la contribution tarifaire d’acheminement (CTA) à compter du 1ᵉʳ février, le gouvernement fait baisser très légèrement les factures. Rien de signifiant, c’est plutôt un geste politique.

Présentée comme une baisse de 5 % de l’abonnement à l’électricité, la mesure ne se traduira, dans les faits, que par quelques euros d’économies par an pour les ménages. Ce n’est bien sûr pas par ce geste symbolique (le gouvernement cherche à stimuler la demande en électricité et réduire la précarité énergétique…) que ces problèmes seront réglés.

C’est un levier rapide, sans creuser excessivement le déficit (le coût est de l’ordre de 540 millions d’euros). La contribution tarifaire d’acheminement (CTA) alimente notamment un régime de retraites d’anciens salariés d’EDF et de GDF ayant travaillé dans les réseaux. Cette caisse est aujourd’hui excédentaire, le prélèvement réduit ne crée pas de manque à gagner immédiat pour l’État. C’est donc la CTA qui a été facilement baissée. 

Une baisse peu impactante pour les ménages et pour l’Etat

Sur le papier, la mesure concerne tous les consommateurs raccordés aux réseaux publics d’électricité. La CTA est en effet une taxe sur la part « acheminement » de la facture, c’est-à-dire le transport et la distribution de l’électricité, et elle est identique quel que soit le fournisseur. Pour un ménage, la baisse représenterait en moyenne une dizaine d’euros par an, c’est moins de 1 % de la facture globale d’électricité.

L’écart s’explique de la manière suivante. La CTA ne s’applique qu’à une fraction de la part fixe, l’abonnement. Or, pour un foyer se chauffant à l’électricité, la majorité de la dépense annuelle dépend de la consommation, et non de l’abonnement. Une baisse de 5 % sur ce dernier se dilue donc rapidement une fois rapportée au total payé sur l’année.

Des moyens plus efficaces pour faire baisser les factures

Les syndicats rappellent que des leviers bien plus efficaces existent pour réduire réellement les factures, à commencer par la TVA ou l’accise sur l’électricité qui pèsent sur chaque kilowattheure consommé. Mais les baisser impliquerait des pertes de recettes bien plus importantes pour l’État. L’accise, par exemple, rapportait près de 7 milliards d’euros par an avant d’être partiellement réduite pendant la crise énergétique.

Agir uniquement sur une taxe marginale de l’abonnement laisse intacte la question qui est clé mais sur laquelle le gouvernement n’a encore pas agit : le signal-prix envoyé aux ménages et aux entreprises reste que l’électricité est plus taxée que le gaz, avec un écart encore plus grand relativement aux émissions carbone d’un kilowattheure de ces deux énergies.

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Depuis le 1ᵉʳ janvier, les compétences sur l’ensemble des ressources minières, y compris non énergétiques, sont passées du côté de la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC). L’État acte l’importance des métaux et minerais dans la transition énergétique.

C’est un décret et un arrêté publiés au Journal officiel le 1ᵉʳ janvier qui font déménager le bureau des ressources minérales non énergétiques de la Direction générale de l’aménagement, du logement et de la nature (DGALN) au sein de la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), dix-huit ans après leur séparation.

Jusqu’ici éclatée entre plusieurs administrations, la politique minière française se retrouve désormais dans une même direction, déjà en charge de l’énergie et du climat. Concrètement, les équipes concernées de la DGALN ont intégré une nouvelle entité baptisée « sous-direction de la sécurité d’approvisionnement et des ressources énergétiques et minérales » à la DGEC. Elle s’occupait et s’occupera par exemple de l’uranium, de lithium, de cuivre et des terres rares.

Les métaux, artères de l’énergie

« Ce regroupement vise notamment à aligner la politique minière avec les objectifs de transition énergétique, de décarbonation et de planification industrielle » a souligné Alexandre Chevallier sur LinkedIn, sous-directeur de ce bureau. Toutes les technologies énergétiques sont liées à l’extraction minière (les batteries, les réseaux électriques, éoliennes ou panneaux photovoltaïques), c’est un enjeu énergétique, climatique et géopolitique.

Alors que la France cherche, avec un inventaire de son sous-sol, à extraire une partie de ses propres métaux, et que l’UE cherche à limiter la trop grande dépendance vis-à-vis de certains pays, dans la Critical Materials Act, l’enjeu de souveraineté n’a jamais été aussi présent. Si cela peut paraître symbolique, ce n’est qu’un changement de direction, mais ce déménagement témoigne de la course aux métaux mondiale. Les déclarations de Donald Trump sur le Groenland et son annexion en disent long sur leur géopolitique.

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La fusion nucléaire commerciale est si difficile à réaliser que c’est un florilège de concepts plus originaux les uns que les autres qui nous sont proposés. Et pour NearStar Fusion, c’est un réacteur basé sur un railgun, c’est-à-dire un canon électrique, qui permettra d’y parvenir. Comment cela fonctionne-t-il ?

Bienvenue dans le monde très spécialisé de la fusion par impact de cible magnétisée, ou MITF (en anglais Magnetized Target Impact Fusion). Un concept autour duquel s’est construite la société américaine NearStarFusion.

Dans le réacteur que la startup est en train de concevoir, le combustible se trouve sous la forme d’une cible cylindrique (« fuel target »), de la taille d’une balle de golf, contenant le gaz de deutérium. Cette cible est lâchée au rythme d’une par seconde dans la chambre de réaction. De l’autre côté du dispositif, des impacteurs, eux-aussi cylindriques, et pesant 50 g, sont introduits à chaque cycle dans un canon électrique (railgun), appelé « driver ». Ce canon mesure environ 100 mètres de long.

Produire la fusion par un violent impact

Au cours d’un cycle de fonctionnement, l’impacteur est accéléré par le canon électrique à environ 10 km par seconde. Dirigé précisément sur la cible combustible, il entrera en collision avec cette dernière. La puissance de l’impact permet de fortement comprimer et échauffer le deutérium de la cible – une compression favorisée par ailleurs par un champ magnétique interne. Ces conditions extrêmes, à une échelle microscopique, seront suffisantes pour produire la réaction de fusion nucléaire.

L’énergie produite par la fusion sera ensuite récupérée par une cascade de sels fondus qui environne la zone d’impact – cette dernière permettant également de protéger la chambre de réaction du rayonnement de neutrons générés. Le reste est ensuite bien plus classique : la chaleur collectée par le sel fondu est ensuite transférée à de l’eau au travers d’un échangeur thermique, conduisant à produire de la vapeur. Cette dernière met ensuite en rotation une turbine couplée à un alternateur, lequel produira de l’électricité.

Des caractéristiques en principe favorables par rapport aux tokamaks

La conception modulaire du réacteur permet d’adapter la puissance de la centrale aux besoins de ses clients, en démultipliant les accélérateurs. L’unité de base est conçue pour produire 50 MW. Autre avantage : le combustible utilisé est le couple deutérium-deutérium, ce qui implique que le réacteur ne nécessite pas de tritium – lequel, radioactif, ne se trouve pas dans la nature et nécessite un complexe système de surgénération à partir de couvertures au lithium. La société avance également que son concept sera basé, au maximum, sur des composants techniques disponibles sur étagère.

NearStar Fusion, basée dans la ville de Chantilly dans l’État de Virginie, semble au début de ses développements. Elle a toutefois reçu des fonds de plusieurs investisseurs, à savoir Virginia Venture Partners et Ecosphere Ventures. L’avenir nous dira si leur concept, pour le moins original, est effectivement viable pour nous rapprocher de la fusion commerciale.

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Le 6 janvier dernier, le tribunal correctionnel de Valenciennes a jugé ce qu’on pourrait appeler une délinquance électrique. Un homme y était jugé pour avoir organisé un réseau de fraude au compteur Linky, installant des dérivations illégales – appelées shunts – permettant de réduire de près de 70 % les factures d’électricité de ses clients contre rémunération.

Cet homme est jugé pour au total 77 faits commis entre 2023 et 2024. Des dizaines de milliers d’euros détournés et un préjudice pour Enedis de près de 47 000 € sur cette seule affaire. L’histoire s’est passée dans le Nord mais en réalité cela touche toute la France. Selon les chiffres d’Enedis, la fraude coûterait entre 250 et 275 millions d’euros par an, soit 8 € par an pour chaque ménage français. Et comme le financement d’Enedis repose sur la facture des consommateurs, la fraude est directement répercutée via le tarif d’acheminement de l’électricité (TURPE).

Si les délinquants parviennent à magouiller les compteurs, ils exploitent une faille technologique : le compteur communicant Linky, pensé pour assurer un relevé précis, est détourné par des systèmes artisanaux qui court-circuitent ses mesures. Contourner le compteur pour qu’il ne compte pas totalement les consommations réelles, justement.

0,27 % des compteurs Linky seraient trafiqués

Le cas jugé à Valenciennes n’est pas le seul : en Gironde, un ancien salarié d’Enedis a été identifié comme auteur de 374 fraudes, avec les mêmes dérivations illégales sur des compteurs pour un préjudice estimé à plus d’un million d’euros. Des restaurateurs parisiens ont aussi été surpris, leurs installations modifiées permettant de masquer une large part de leur consommation électrique. Un vol opportun financièrement mais très dangereux électriquement.

Le distributeur français d’électricité utilise ses outils de détection en exploitant la télérelève et l’analyse des flux par exemple. Enedis dit avoir déjà doublé ses effectifs dédiés à la traque des fraudeurs d’ici 2026 et se porte partie civile dans les procédures judiciaires. Enedis a lancé le contrôle de centaines de compteurs sur tout le territoire. Plus de 100 000 compteurs Linky trafiqués ont été identifiés ces dernières années, alors que le parc installé n’est que de 37 millions d’appareils.

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Le producteur français d’énergies renouvelables Neoen et le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE ont signé un contrat pour expérimenter une technologie de stabilisation du réseau électrique inédite dans notre pays. La Breizh Big Battery (BBB), actuellement en construction à Pleyber-Christ dans le Finistère, deviendra la première grande batterie française à fournir une fonction « grid forming » au réseau de transport national.

Cette expérimentation, prévue pour démarrer au deuxième semestre 2026 et se prolonger sur au moins un an, repose sur un rétrofit des onduleurs de la batterie. Contrairement au mode grid following utilisé actuellement par les installations de stockage françaises, qui se synchronisent sur la fréquence du réseau avec une réponse relativement lente, le grid forming permet une stabilisation autonome et instantanée de la tension et de la fréquence. Cette technologie compense les variations du réseau sans dépendre d’une source de référence externe, offrant ainsi une réactivité nettement supérieure face aux perturbations.

Une des plus grandes batteries de France

D’une capacité de 92 MW et 183 MWh, la BBB constituera l’une des plus grandes batteries de France et la première de cette envergure en Bretagne. Cette batterie lithium-ion devrait être mise en service durant l’été 2026. L’expérimentation permettra à RTE et Neoen d’évaluer concrètement les bénéfices du passage du mode grid following au mode grid forming pour le réseau français.

Neoen, qui figure parmi les plus grands opérateurs mondiaux de batteries, dispose à ce jour d’un portefeuille de 2,8 GW de puissance et 8,1 GWh de stockage en service ou en construction. Le groupe exploite notamment la Collie Battery en Australie (560 MW / 2240 MWh), plus grande batterie opérationnelle du pays, ainsi que les installations Isbillen en Suède et Yllikkälä en Finlande, les plus importantes des pays nordiques.

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Récupérer l’argent des panneaux solaires en fin de vie est déjà possible. Mais l’empreinte écologique du procédé n’est pas satisfaisante. Des chercheurs ouvrent aujourd’hui une nouvelle voie plus durable.

Déployer des solutions de production d’énergie renouvelable, c’est indispensable pour notre climat. Mais pour que ces solutions soient réellement durables, il faut que des procédés de recyclage puissent être mis en œuvre au moment où elles arrivent en fin de vie. Et c’est précisément sur ce point que des chercheurs australiens ont travaillé. Ils présentent aujourd’hui une nouvelle technique applicable aux panneaux solaires. Elle permet de récupérer plus de 97 % de l’argent utilisé pour leur fabrication.

Des méthodes existent déjà pour extraire l’argent des panneaux photovoltaïques arrivés en fin de vie. Mais elles reposent essentiellement sur celle que les chimistes appellent la lixiviation acide. C’est un procédé largement employé dans l’industrie minière et métallurgique. L’idée : utiliser un solvant, ici un acide, pour extraire les métaux. La méthode s’avère plutôt efficace. L’ennui, c’est qu’elle génère de grandes quantités de réactifs et de déchets.

Amener les métaux à flotter à la surface de l’eau

La technique développée par les chercheurs australiens de l’université de Newcastle, elle, s’inspire de celles utilisées dans le traitement des métaux. Elle consiste d’abord à broyer les panneaux en fines particules puis à faire remonter les métaux précieux en surface par flottaison, comptant simplement sur de l’eau, des bulles d’air et une petite quantité de réactif. Le tout permet de réduire l’intensité chimique et la production de déchets du processus de récupération de l’argent dans les panneaux solaires tout en améliorant son efficacité. Les chercheurs annoncent 97,6 % d’argent récupérés en 3 minutes seulement.

Selon le Conseil australien de l’énergie, il devrait y avoir entre 60 et 78 millions de tonnes de déchets de panneaux solaires à traiter d’ici 2050. L’équivalent de 300 à 500 tonnes d’argent à récupérer !

« L’argent a été notre premier exemple, mais il existe probablement d’importantes possibilités d’appliquer les techniques de broyage, de flottation et d’hydrodynamique pour extraire des milliards de dollars d’autres métaux et minéraux actuellement piégés dans les déchets urbains et miniers », concluent les chercheurs. « Nous ne pouvons pas nous permettre de laisser ces précieuses ressources se perdre. » L’équipe travaille déjà à la récupération du silicium contenu lui aussi dans les panneaux photovoltaïques en fin de vie.

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Pourquoi tout remplacer, quand on peut rétrofiter ? C’est, en substance, ce que propose l’entreprise rennaise Retropac, pour les pompes à chaleur géothermiques de première génération. Avec la récente vague de froid, son carnet de commandes a triplé !

La récente vague de froid a mis la France sans dessus dessous avec des écoles fermées, des poids lourds arrêtés et des milliers de kilomètres de bouchons cumulés. Mais elle a aussi fait des heureux, et pas seulement les amateurs de batailles de boules de neige. La jeune entreprise bretonne Rétropac a vu son carnet de commandes exploser.

Il faut dire que l’entreprise propose un service unique : donner une nouvelle vie aux pompes à chaleur (PAC) géothermiques domestiques de première génération. En temps normal, quand elles ne fonctionnent plus, les PAC géothermiques installées entre 1996 et 2008 doivent être entièrement remplacées car elles utilisent des fluides frigorigènes désormais interdits. Ces derniers affichent un potentiel de réchauffement global (PRG) colossal, supérieur à 1822. Cet indice de mesure compare le pouvoir réchauffant d’un gaz à celui du dioxyde de carbone. Comprenez donc que les installations géothermiques de première génération utilisent des fluides dont le pouvoir réchauffant est au moins 1822 fois plus important que celui du CO₂ !

Retropac a donc trouvé une solution pour remplacer le cœur de la PAC, permettant l’utilisation de fluides frigorigènes plus respectueux de l’environnement. Au lieu des 30 demandes mensuelles habituelles, RetroPAC a reçu une centaine de demandes, rien que sur le mois de décembre. Le carnet de commandes ne devrait pas se désemplir, car on compte environ 200 000 logements équipés de PAC géothermiques de première génération.

Une solution appelée LifePAC

Le secret de Retropac réside dans sa pompe à chaleur, appelée LifePAC. Cette dernière, dotée de composants français ou européens, est dotée d’un inverter. Celui-ci permet d’ajuster sa vitesse de rotation en fonction des besoins réels, plutôt que de fonctionner en mode on/off. Cette PAC a aussi la particularité de pouvoir s’adapter à la plupart des équipements préexistants. Pour autant, elle recourt au fluide R454C, conforme aux prochaines réglementations, dont le PRG est affiché à 148. Grâce à ses bonnes performances environnementales en comparaison à d’autres fluides frigorigènes, le R454C devrait continuer à être autorisé pour la réparation et l’installation au-delà de 2030.

RetroPac envisage une levée de fonds pour faire face aux demandes grandissantes, et ambitionne de multiplier sa production par 5 d’ici 2028.

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En cette fin d’année 2025, c’est à une véritable frénésie que nous avons assisté sur les marchés de l’argent. Or, le métal précieux ne sert pas que pour les bijoux. C’est aussi un métal indispensable pour l’industrie, et notamment pour la production de panneaux photovoltaïques. Quels problèmes l’envolée des cours va-t-elle poser ?

Les métaux précieux ont de tout temps servi de réserve de valeur. Premier d’entre eux, roi incontesté des monnaies depuis des temps immémoriaux : l’or, objet de toutes les convoitises. Que ce soit le mythe de l’Eldorado, colporté par les conquistadors espagnols, ou encore les grandes ruées vers l’or de l’histoire des États-Unis, l’or n’a pas manqué de marquer tant de pans de l’histoire humaine. Après lui, au deuxième rang, vient l’argent. Et le métal est tellement associé à la monnaie qu’il en est devenu synonyme.

Aujourd’hui, le cours des métaux précieux atteint des sommets. Et cela n’épargne pas l’argent. Qui dépasse chaque jour de nouveaux records. En fin d’année dernière, l’once d’argent (de 31,1035 g) se négociait à 71 $, tout en franchissant à son pic le plafond de 80 $. En septembre dernier, c’était deux fois moins, à environ 40 $. Tandis qu’en 2020, nous étions autour de 15 $. C’est une hausse pour le moins phénoménale.

Un métal indispensable au photovoltaïque

Problème : l’argent est très utilisé dans l’industrie. Et notamment, en ce qui concerne nos sujets, il entre dans la composition des panneaux photovoltaïques. Il y joue même un rôle essentiel, du fait qu’il est un excellent conducteur électrique. Il est utilisé en effet pour mailler la face arrière des cellules solaires. Et cette grille a un rôle essentiel : lorsque le rayonnement solaire va frapper le semi-conducteur qu’elle contient (la jonction P-N), il va libérer des électrons, lesquels seront collectés par cette grille d’argent, et contribuer ainsi à former le courant électrique.

Ainsi, chaque panneau contiendra quelques dizaines de grammes d’argent, de l’ordre de 10 à 40 mg/Wc (milligramme par watt-crête). Or, des panneaux photovoltaïques, il en est produit de grandes quantités aujourd’hui dans le monde. En 2024, les capacités de production cumulées atteignent en effet 2 200 GW, d’après l’IEA. Il en résulte une forte consommation d’argent. Et une part toujours croissante des besoins industriels.

Un acteur majeur du marché de l’argent

Mettons cela en perspective. En 2024, l’industrie a consommé environ 680 millions d’onces d’argent. Et le secteur photovoltaïque en est un des principaux acteurs, puisqu’il a consommé plus de 30 % de ce total, soit environ 200 millions d’onces. Avec l’augmentation des capacités solaires installées chaque année, il est possible que la consommation annuelle du secteur dépasse les 250 millions d’onces en 2030.

Ainsi, le secteur photovoltaïque est très consommateur d’argent, et donc une des causes importantes de l’envolée de son cours – même si bien sûr d’autres forces sont en jeu (tensions géopolitiques, attractivité des actifs tangibles comme l’or, le cours de l’argent lui étant lié). À ce titre, une très forte hausse du cours de l’argent devient progressivement un enjeu majeur pour la rentabilité des fabricants de panneaux photovoltaïques, avec à terme des risques de hausses de prix significatives.

Il existe des solutions, mais rien n’est simple

Face à cela, il existe plusieurs parades. En premier lieu, optimiser les procédés de fabrication de façon à réduire la consommation d’argent par unité de puissance installée. Par exemple, le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA) a récemment communiqué sur ses développements de technologies photovoltaïques à faible consommation en argent. Lorsque la masse des panneaux photovoltaïques produits aura atteint la fin de sa durée de vie, le recyclage sera également une option qui permettra de réduire les tensions sur le marché du métal précieux.

Enfin, le remplacement de l’argent par des alternatives moins coûteuses est également étudié ; il pourrait être substitué par du cuivre en premier lieu, mais également par des métaux comme l’aluminium ou le nickel. Bien entendu, plus le cours de l’argent sera élevé, plus ces solutions se montreront attractives, mais ce ne peut être aussi simple : la conversion des installations de production à ces nouveaux matériaux demande en effet du temps et de l’argent. Les fabricants se trouvent ainsi devant des paris difficiles à prendre sur la croissance future du cours de l’argent – un métal qui, par nature, est éminemment spéculatif.

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C’est à la fois une bonne et une mauvaise nouvelle : en battant son record d’exportations, la France confirme la bonne forme de ses capacités de production d’électricité, mais aussi son incapacité à électrifier ses usages. 

Il y a tout juste un an, RTE annonçait fièrement que le solde exportateur d’électricité avait battu un record vieux de 20 ans. Comme un symbole, cette nouvelle venait illustrer la bonne santé des moyens de production électrique français, et en particulier du parc nucléaire. Cette fois, c’est la confirmation. RTE vient d’annoncer que le solde exportateur net de la France en 2025 s’élevait à 92,3 TWh, soit 3 TWh de plus que l’année dernière, battant ainsi son propre record pour la deuxième fois d’affilée. La majorité de ces exportations s’est faite vers l’Italie (22,6 TWh), le Royaume-Uni (22,6 TWh) et la Suisse (20,1 TWh). L’Allemagne et la Belgique ont profité de  23,1 TWh d’électricité française.

Le chiffre est considérable. C’est plus que la consommation annuelle de pays comme la Belgique (81 TWh/an), la Suisse (58 TWh/an) ou l’Irlande (33 TWh/an). Si le chiffre n’a pas été dévoilé, il semblerait que ces exportations aient rapporté à la France au moins autant que l’année dernière, à savoir plus de 5 milliards d’euros. Au total, la production électrique a augmenté de 1 % par rapport à 2024 avec un total de 544 TWh, dont 95 % ont été produits de manière décarbonée.

La consommation électrique toujours en berne

En revanche, la consommation électrique française ne décolle toujours pas. Toujours selon RTE, les données provisoires indiquent une consommation électrique de 449 TWh sur l’année. C’est la troisième année consécutive qu’elle est inférieure de 6 % à ses niveaux de la période 2014-2019.

Comme l’avait indiqué RTE au mois de décembre, l’enjeu de l’électrification des usages devient de plus en plus imminent. L’absence de hausse de la consommation électrique française pourrait rapidement remettre en question les objectifs de décarbonation française, et même les projets d’envergure comme les parcs éoliens offshore ou les nouvelles centrales nucléaires.

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La surcapacité industrielle et la concurrence accrue entre fabricants continuent de tirer le prix des batteries vers le bas. En décembre dernier, les coûts ont atteint un nouveau plancher, et ce, malgré le contexte de hausse de certaines matières premières.

Après la flambée exceptionnelle enregistrée en 2022, les prix des batteries lithium poursuivent leur chute. Selon une enquête menée par BloombergNEF (BNEF), un nouveau record a été atteint en 2025. Le coût moyen mondial des batteries est ainsi tombé à 108 dollars par kilowattheure (kWh), contre 115 $/kWh en 2024 et 139 $/kWh en 2023. Cette baisse a été particulièrement marquée en Chine (-13 %), mais aussi en Europe (-8 %) et en Amérique du Nord (-4 %).

Le stockage stationnaire : le segment le moins coûteux du marché

Premier élément marquant du rapport de BNEF : le stockage stationnaire devient pour la première fois le segment le moins coûteux du marché. Le prix moyen des packs y atteint 70 $/kWh, soit une chute de 45 % en un an. Selon la société de recherche, cette situation s’explique par la surcapacité de l’industrie chinoise.

La Chine disposerait aujourd’hui d’une capacité de production annuelle de 557 gigawattheures (GWh) dédiée au stockage stationnaire, soit près du double de la demande mondiale. À cela s’ajoute une concurrence particulièrement intense entre fabricants, qui sont contraints de se livrer à une véritable guerre des prix, phénomène ayant déjà fragilisé l’industrie photovoltaïque du pays.

Une baisse malgré une hausse des prix des matières premières ?

Manifestement, la hausse des coûts de certains matériaux n’a globalement que peu affecté les prix des batteries. Si l’offre de lithium est restée abondante au premier semestre 2025, la fermeture de plusieurs mines en Chine, dont une majeure appartenant à CATL, a provoqué une envolée des prix. Le cobalt a également enregistré une forte hausse sur l’année.

En réalité, ces tensions sur les matières premières ont été en grande partie absorbées par l’évolution technologique du secteur. Les fabricants se tournent en effet de plus en plus vers la technologie lithium-fer-phosphate (LFP). Celle-ci est particulièrement prisée pour le stockage stationnaire et est de plus en plus utilisée pour les véhicules à courte autonomie. D’après BNEF, le prix moyen des batteries LFP s’est établi à 81 $/kWh en 2025, contre 128 $/kWh pour les batteries nickel-manganèse-cobalt (NMC).

Le même schéma devrait se maintenir en 2026. Le prix des matières premières (lithium, cobalt et nickel) devrait rester élevé, mais l’effet de hausse sera une nouvelle fois atténué par la montée en puissance des technologies LFP. BNEF anticipe ainsi un nouveau record de baisse, avec un coût moyen des batteries estimé à 105 $/kWh tous segments confondus.

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En 2025, l’Allemagne a produit plus de 50 % de son électricité à partir de sources renouvelables. Mais le chiffre n’est pas tout à fait satisfaisant. Voici pourquoi.

Début janvier, c’est l’heure des bilans. Et le secteur de l’énergie n’échappe pas à la règle. Aujourd’hui, c’est plus exactement la Federal Network Agency (BNetzA) et le Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems (ISE) qui livrent leurs chiffres concernant la production d’électricité en Allemagne.

En 2025 — selon des chiffres qui n’incluent pas forcément l’autoconsommation solaire très présente outre-Rhin —, le pays a produit entre 55,5 et 58,8 % de son électricité à partir de sources renouvelables. En tête, l’énergie éolienne qui, même si elle affiche un léger recul pour cause de vents défavorables, reste la principale source de production d’électricité en Allemagne. Environ 132 térawattheures (TWh) à répartir entre 106 TWh d’éolien terrestre et 26 TWh d’éolien en mer.

Le solaire photovoltaïque a quant à lui produit quelque 87 TWh d’électricité, dont presque 17 TWh en autoconsommation. Une production en hausse de plus de 20 % par rapport à 2024. Et qui dépasse pour la toute première fois celle obtenue dans le pays à partir de lignite.

L’Allemagne a aussi généré plus de 41 TWh d’électricité à partir de biomasse et un peu moins de 18 TWh d’hydroélectricité. Cette dernière ayant été mise en difficulté par des précipitations largement inférieures à la moyenne.

Des renouvelables bien présentes, mais qui doivent s’imposer plus

Au total, donc, ce ne sont pas moins de 278 TWh d’électricité renouvelable qui ont été produits dans le pays en 2025. Soit 6 TWh de plus que l’année d’avant. Le bilan reste bien inférieur à l’objectif fixé pour l’année de 346 TWh. À peine en hausse par rapport à 2024 où les renouvelables avaient déjà compté pour 58,5 % du mix électrique allemand. Alors même que la cible à atteindre est de 80 % d’ici 2030.

Ce ralentissement s’explique par des objectifs d’installation de nouvelles capacités éoliennes et solaires qui n’ont pas non plus été atteints : 68 gigawatts (GW) d’éolien installé en 2025 contre un objectif de 76,5 GW et 16 GW contre 22 GW pour le solaire.

Un effet quasi nul sur les émissions de CO₂

Du côté des énergies fossiles, le Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems rapporte une certaine stabilité. Car si la production à partir du très polluant lignite a reculé de plus de 5 %, celle à partir de gaz a augmenté d’à peine plus. La production d’électricité à partir de charbon n’a que légèrement progressé. Résultat, les émissions de dioxyde de carbone (CO₂) du secteur de la production d’électricité dans le pays sont restées à peu près constantes. De l’ordre de 160 millions de tonnes. Ce qui reste 58 % de moins qu’au début de la collecte des données en 1990.

Dernier constat : l’explosion du stockage par batterie. Les capacités ont augmenté de pas moins de 60 %, profitant d’une baisse des coûts et de fortes fluctuations des prix de l’électricité. L’Allemagne dispose désormais d’une capacité de stockage par batterie — essentiellement domestique — de l’ordre de 25 GWh. Le Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems estime les besoins du pays à quelque chose entre 100 et 170 GWh d’ici 2030.

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Les installations solaires à l’échelle du gigawatt s’invitent désormais en mer. Fin décembre 2025, la Chine a mis en service la plus grande centrale solaire offshore au monde.

Alors que l’éolien a su s’imposer en mer pour profiter des vents plus forts et plus réguliers, le solaire, lui, peine encore à s’y développer. Et pour cause : les panneaux photovoltaïques y sont exposés à des conditions particulièrement contraignantes, entre corrosion liée à l’eau salée, houle, vents violents et complexité de la maintenance. Après tout, pourquoi aller capter en mer des rayons solaires que l’on peut exploiter plus facilement à terre ?

Pourtant, Guohua Investment, filiale du groupe public China Energy Investment Corp, voit dans cet espace maritime une opportunité d’améliorer les performances du solaire. L’entreprise a ainsi lancé le projet HG14, une giga-centrale installée à huit kilomètres au large de la ville de Dongying, dans la province du Shandong, au nord-est de la Chine. Entièrement opérationnelle depuis fin décembre, l’installation devrait fournir de l’électricité à plus de deux millions de foyers.

2,3 millions de panneaux solaires installés sur des structures à pieux fixes

La centrale s’étend sur une superficie de 1 223 hectares et comprend près de 2,3 millions de panneaux photovoltaïques. Les modules sont bifaciaux de type n, et totalisent une puissance de 1 GW, le tout raccordé à un système de stockage de 200 MWh. La production annuelle attendue atteint 1,78 TWh, une électricité acheminée vers la terre ferme via des câbles sous-marins de 66 kilovolts.

Les panneaux sont posés sur des plateformes en acier fixées au fond marin à l’aide de pieux. Le projet en compte précisément 2 934, chacune mesurant 60 mètres de long pour 35 mètres de large. Ces structures à pieux fixes, ainsi que l’angle d’inclinaison choisi pour les panneaux (15°), permettent à l’installation de résister aux contraintes offshore, qu’il s’agisse des vagues, des marées ou des vents violents. Selon Zhang Bo, directeur adjoint du projet, la centrale est même conçue pour supporter des vents de force 11.

La mer comme régulateur thermique

Au-delà des risques inhérents à un environnement marin, Guohua Investment compte profiter d’un avantage en particulier : la température. À terre, les panneaux photovoltaïques peuvent dépasser les 60 °C lors des périodes les plus chaudes, entraînant des pertes de rendement significatives. En mer, la fraîcheur ambiante devrait limiter cette surchauffe. L’entreprise estime ainsi que le choix d’un site offshore pourrait améliorer l’efficacité globale de la centrale de 5 à 15 %.

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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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Un milliard : c’est la folle somme que la Belgique va donner à ses industries électrointensives pour soulager leur facture d’électricité. En réalité, l’Allemagne a déjà annoncé pareil soutien et la France le fait déjà, c’est un rééquilibrage permis grâce au dispositif Cisaf.

L’écart de compétitivité énergétique qui pénalise les industries électro-intensives, c’est le mantra des ministres de l’Énergie lorsqu’ils comparent les prix de l’électricité et du gaz avec leurs voisins.

Le 23 décembre sur son blog, le ministre fédéral belge de l’Énergie, Mathieu Bihet, a annoncé l’adoption par le Conseil des ministres de la « norme énergétique », un plan de 944 millions d’euros à dépenser jusqu’en 2029 pour faire baisser la facture d’électricité des entreprises les plus consommatrices d’énergie. « Les entreprises belges actives dans des secteurs stratégiques supportent actuellement des coûts de l’électricité plus élevés que ceux observés chez nos voisins, comme la France », a souligné le ministre. Chimie, sidérurgie, papier (des secteurs électrointensifs et polluants) sont dans le viseur de cette aide.

C’est un dispositif à deux bras. D’une part, une réduction des tarifs de transport de l’électricité et d’autre part, des aides d’État ciblées rendues possibles par l’évolution du cadre européen (Cisaf). Depuis juin, la Commission européenne autorise les États membres à accorder aux entreprises électro-intensives des réductions pouvant aller jusqu’à 50 % de leur facture d’électricité, à condition qu’elles s’accompagnent d’engagements en matière de décarbonation, d’efficacité énergétique ou de flexibilité de la demande.

Les électrointensifs voisins bénéficient de telles mesures de la part de leur gouvernement

Pour le ministre belge, il vient là corriger un « désavantage » concurrentiel vis-à-vis de pays ayant déjà mis en place des mécanismes de soutien similaires. Il pense à la France mais son autre voisin, Berlin, a adressé un gros chèque à ses industries électro-intensives, confrontées à des prix de l’électricité parmi les plus élevés d’Europe après la crise énergétique.

Le gouvernement allemand a notamment acté le principe d’un prix autour de 5 centimes d’euro par kilowattheure, pour plusieurs années et pour ces mêmes secteurs.

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D’anciens réacteurs nucléaires militaires américains pourraient être utilisés pour alimenter des data centers. Leur soif d’électricité est sans limite : ils recourent à toutes les solutions d’alimentation stable, fiable, presque à n’importe quel prix.

Aux États‑Unis, un projet prévoit de reconvertir d’anciens réacteurs nucléaires de la marine américaine pour alimenter des data centers. Un développeur énergétique texan envisage de réutiliser des réacteurs qui ne sont plus en service, après avoir propulsé des sous‑marins et porte‑avions, pour produire entre 450 et 520 mégawatts (MW) d’électricité et alimenter ces gloutons.

Fiables dans toutes les conditions, ces réacteurs pourraient fournir une puissance stable 24 heures sur 24. L’idée, rapportée par BFMTV, paraît saugrenue mais, remise dans son contexte, peut être analysée de la manière suivante.

De l’électricité en quantité et fiable

Nous avons parlé, sur Révolution Énergétique, de l’utilisation de turbines d’avion détournées pour générer de l’électricité ou de les mettre à l’eau pour refroidir les serveurs et réduire leur consommation liée à cette régulation de température. Google va même rouvrir une centrale nucléaire fermée depuis 2020.

L’enjeu, c’est de répondre à leur appétit électrique, en quantité et ce, de manière fiable. Des projets, comme celui qui prévoit l’installation d’un centre de données sur une ancienne centrale au fioul désaffectée, montrent que la réutilisation d’infrastructures existantes est une manière de sécuriser le raccordement. Leur consommation devrait croître exponentiellement. Le think tank Shift Project estime qu’elle sera multipliée par trois d’ici à 2030 en comparaison avec 2023.

Thomas Veyrenc, membre du directoire de RTE, tenait toutefois à nuancer les nombreux raccordements demandés, qui ne reflètent pas toujours la réalité. Il soulignait aussi que les centres de données actuellement raccordés en France consomment seulement 5 TWh, soit environ 20 % de la capacité réseau qui leur a été attribuée.

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Deux des trois réacteurs de la centrale nucléaire EDF de Flamanville (Manche) ont été affectés par le passage de la tempête Goretti dans la nuit de jeudi à vendredi, annonce EDF dans un communiqué.

Située sur la pointe du Cotentin, secteur où les vents les plus violents ont été enregistrés suite au passage de la tempête Goretti dans la nuit du 8 au 9 janvier, la centrale nucléaire de Flamanville a logiquement subi quelques conséquences. Par communiqué, EDF explique que le réacteur n°1, qui avait réduit sa puissance à 50 % jeudi matin par mesure de précaution, s’est retrouvé en mode « îloté » vers minuit. Il est désormais déconnecté du réseau et ne produit que l’électricité nécessaire à sa propre consommation.

L’EPR mis en sécurité

Le réacteur n°3 (l’EPR mis en service récemment), dont la puissance avait également été abaissée à 55 % jeudi, a subi un arrêt automatique de sa turbine à 0h45 vendredi suite à la perte d’une ligne haute tension. Il reste toutefois alimenté par le réseau électrique externe.

Quant à l’unité n°2, elle était déjà à l’arrêt pour maintenance programmée. Les équipes d’astreinte, pré-mobilisées dès jeudi 18h00, assurent le bon fonctionnement des installations, promet EDF. Par mesure de sécurité, l’énergéticien a demandé vendredi matin à ses collaborateurs de privilégier le télétravail, seul le personnel indispensable étant autorisé à se déplacer.

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Rien ne sera facile pour les projets de nouveau nucléaire en France. Fin 2025, c’est le projet d’une paire d’EPR2 sur le site du Bugey qui a subi un brutal revers administratif. Voyons de quoi il retourne.

EDF s’est lancé dans un vaste programme de construction de nouveaux réacteurs nucléaires, sous la forme de trois paires d’EPR2. La première paire est prévue pour compléter la centrale de Penly, dans le département de la Seine-Maritime. Les deux paires suivantes seront implantées sur le site de Gravelines (Nord), puis sur le site de Bugey (Ain). Et c’est ce dernier projet qui a fait l’objet d’une décision défavorable du tribunal administratif de Lyon.

Deux documents sont incriminés. Le premier document est le schéma de cohérence territoriale (SCOT), dont est responsable le syndicat mixte Bugey-Côtière-Plaine de l’Ain. Ce document avait été approuvé par délibération le 6 février 2023. La modification de ce SCOT avait permis à la commune de Loyettes de réviser son propre PLU (Plan local d’urbanisme), de façon à rendre constructible la zone de 150 hectares allouée au futur réacteur. Ce deuxième document avait été approuvé le 19 septembre 2024.

L’environnement insuffisamment considéré

Ces deux documents ont été attaqués par l’association Sortir du nucléaire Bugey. Et le tribunal administratif leur a donné raison. Le nœud du problème réside dans les deux décisions d’allocation des espaces au regard, d’une part, des espaces agricoles inconstructibles, et d’autre part, de la proximité d’une zone Natura 2000 – l’effet potentiel des centrales sur les milieux aquatiques aurait été insuffisamment étudié. Selon le tribunal, ces modifications étaient suffisamment importantes pour nécessiter la mise en œuvre d’une procédure de révision, plus contraignante, notamment du point de vue de la concertation avec le public.

En pratique, cette décision n’empêchera pas la construction des réacteurs, selon les propos à la fois du président du SCOT et de représentants de Sortir du nucléaire, rapportés par Le Progrès. Les militants voient dans cette décision un « bon signal envoyé pour la démocratie », en particulier vis-à-vis du processus de concertation publique. La décision du tribunal administratif peut être retrouvée sur son site.

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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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