La proposition de loi (PPL) pour donner un avenir aux concessions hydroélectriques a été déposée le 13 janvier par les députés Marie-Noëlle Battistel (PS) et Philippe Bolo (MoDem). Le changement de régime juridique devrait permettre aux barrages d’avoir plus de visibilité et d’assouvir l’appétit de concurrence de Bruxelles sur ce dossier, sans transfert de propriété (l’État est seul propriétaire).

L’État, propriétaire des barrages, confie aujourd’hui à EDF, la CNR et la SHEM leur exploitation et tire en contrepartie une redevance. Ce modèle existe depuis 70 ans et devrait être remis en cause. Car EDF a un monopole sur la production, s’étant vu attribuer la majorité des concessions par le passé et, à l’heure du renouvellement (certaines sont échues), la Commission européenne aimerait qu’arrivent de nouveaux acteurs. Qu’il était long le temps durant lequel la France ne trouvait pas de solution : ne pas trop ouvrir à la concurrence, garder la propriété…

Un bail de 70 ans au lieu d’une concession

La PPL, dont la députée Battistel se réjouit sur LinkedIn, qui vient juste d’être déposée par deux députés, cible donc ces concessions hydroélectriques arrivées à échéance ou devant l’être dans les prochaines années, de plus de 4 500 kW. Pour ces dernières, il ne sera plus question de concession, mais de régime d’autorisation spécifique, associé à un droit réel et un droit d’occupation domaniale pour les exploitants actuels, d’une durée de soixante-dix ans.

L’État conserve la propriété des barrages et l’attribution de ces droits se fait via une convention encadrant les obligations techniques, environnementales et financières et inclut une contrepartie à verser à l’État après déduction des indemnités de fin de concession.

L’État reste seul et unique propriétaire des barrages

Et, dans le délai flottant de la fin de concession, la transition est censée garantir la continuité de l’exploitation, le maintien des équipes locales et des compétences techniques ainsi que le respect des normes de sécurité, de gestion de l’eau et de protection de l’environnement. 

Pour répondre aux exigences européennes et limiter la position dominante d’EDF, la PPL impose la mise à disposition de 40 % des capacités hydroélectriques nationales, ça fait environ 6 GW/an, à d’autres acteurs qu’EDF via un mécanisme d’enchères encadré par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Ce dispositif permet d’ouvrir le marché sans transférer la propriété des ouvrages, une ligne rouge pour l’État.

Les investissements débloqués

La députée détaille ainsi l’ouverture auprès de GreenUnivers : « cela veut dire qu’EDF mettra aux enchères 6 GW par an de capacité [sur ses 20,8 GW, représentant 80 % de la capacité nationale, ndlr] au prix de marché et jamais en dessous d’un prix qui couvre les coûts de la production ». Les concessions échues freinent les investissements et la modernisation du parc. Pourquoi investir dans la modernisation si l’entreprise n’a pas de visibilité à plus de 5 ans ? Maintenant qu’elle est déposée à l’assemblée, il lui reste plus qu’à être discutée et votée.

Le secrétaire général du syndicat CFE-Energies s’est réjoui de cette PPL sur Linkedin, elle « crée les conditions de la fin d’un combat mené depuis 10 ans pour éviter la mise en concurrence de ce bien précieux qu’est l’hydroélectricité ».

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L’Agence de la transition écologique (ADEME) vient d’actualiser son simulateur d’impact carbone des modes de chauffage destiné au grand public. L’outil met en avant les modes de chauffage au bois, dont l’intensité carbone fait débat, au-delà de ses effets sanitaires.

Quel mode de chauffage contribue le moins au réchauffement climatique ? Vaste question, à laquelle le simulateur « Impact Chauffage » de l’ADEME tente de répondre. L’outil en ligne dédié aux particuliers vient d’être mis à jour. Selon l’agence, il s’appuie désormais sur des données de consommation énergétique réelle des logements français, au lieu de moyennes théoriques. Ensuite, deux nouveaux modes de chauffage font leur apparition : les chaudières à bûches et les chaudières à granulés. Enfin, une foire aux questions apporte une dizaine de réponses à des interrogations classiques sur l’impact climatique du chauffage et les astuces pour en maitriser la consommation.

Un simulateur très sommaire

Le simulateur est très sommaire : il suffit de renseigner la superficie du logement pour obtenir l’estimation des émissions annuelles de CO₂ de chaque mode de chauffage. Le niveau d’isolation n’est pas demandé, malgré l’importance de ce critère dans la consommation énergétique. Sans surprise, c’est la pompe à chaleur qui remporte le palmarès du chauffage le plus vertueux, la chaudière au fioul étant lanterne rouge. Étonnamment, l’ADEME décline plusieurs modes de chauffage au bois (granulés, bûches, chaudière ou poêle) mais ne fait aucune distinction parmi les réseaux de chaleur, qui se retrouvent à l’antépénultième position. Il existe pourtant de grandes différences entre réseaux de chaleur, certains étant très carbonés, d’autres presque totalement bas-carbone.

Par ailleurs, le simulateur se concentre exclusivement sur les émissions carbone et n’apporte aucune précision sur les autres émissions polluantes, qui ont pourtant un impact sanitaire majeur. Peut mieux faire.

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La Commission européenne a donné mi-janvier son accord de principe au projet allemand de construire 12 gigawatts (GW) de nouvelles capacités électriques, dont 10 GW en centrales à gaz. Le pays en a besoin tant la sortie programmée du charbon et effective du nucléaire menacent sa sécurité électrique.

Le feu vert européen accordé à l’Allemagne lui permet de lancer dès 2026 des appels d’offres pour ces installations, 10 gigawatts (GW) de gaz, avec une mise en service prévue au plus tard en 2031. Les centrales seront conçues pour jouer un rôle de « back-up » (un terme plus politiquement acceptable) lors des périodes de faible production éolienne et solaire. Officiellement transitoires, elles devront être compatibles avec l’hydrogène et totalement décarbonées d’ici 2045, mais les modalités et le calendrier précis de cette conversion restent flous.

Pour Berlin, l’accord de Bruxelles d’abord un atout économique et industriel. La construction de ces centrales est jugée indispensable pour éviter la flambée des prix de l’électricité et maintenir la compétitivité de l’industrie allemande. Les grands énergéticiens, comme RWE, E.ON ou Siemens Energy, se préparent à répondre aux appels d’offres malgré les tensions sur la chaîne d’approvisionnement et les coûts élevés dans la filière.

Qu’en pense la France ?

C’est peu dire si cet aval européen n’interroge pas sur le plan climatique. Des ONG et les Verts allemands dénoncent des subventions à des infrastructures fossiles, jugeant que la garantie de conversion vers l’hydrogène est insuffisante. Et la France, qu’en pense-t-elle ? Berlin et Paris ont récemment affiché leur volonté de promouvoir une « neutralité technologique » à Bruxelles, un compromis permettant de développer à la fois la stratégie progaz allemande et le soutien au nucléaire français.

On arrête de s’écharper sur l’hydrogène bas carbone (produit ou non à partir de nucléaire), on te laisse financer ton nucléaire, c’est une histoire de pas en avant. C’est, comme le résument les journalistes de Contexte : « mon gaz contre ton nucléaire ».

Ce partenariat pourrait avoir pesé dans la décision de la Commission. En donnant son feu vert, Bruxelles confirme donc la priorité allemande à la sécurité d’approvisionnement. Pour l’Allemagne, le gaz reste aujourd’hui l’outil indispensable pour assurer la stabilité de son électricité, même si son rôle de transition risque de s’étendre plus longtemps que prévu.

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Les habitants du nord de la France vont bientôt pouvoir se chauffer grâce au grisou, ce gaz longtemps redouté par les mineurs. L’État vient, en effet, d’autoriser son exploitation sous certaines conditions.

Longtemps considéré comme un fléau dans les exploitations minières, le grisou est de mieux en mieux vu par les habitants du nord de la France. Ce gaz, du méthane fossile contenu dans les micropores et les fissures du charbon, va désormais pouvoir être valorisé en énergie à grande échelle. Jusqu’à présent, trois sites, à savoir Avion, Divion et Lourches, permettaient l’extraction de ce grisou pour une production d’énergie totale de 321 GWh par an. L’État vient d’autoriser l’exploitation de 18 sites d’extraction du gaz de mine. Une bonne partie de ce grisou devrait notamment être utilisée pour alimenter des réseaux de chaleur.

Si le grisou est un gaz carboné, puisqu’il est en grande partie composé de méthane, cette démarche reste intéressante d’un point de vue écologique. En effet, en temps normal, ce grisou s’échappe naturellement des anciennes galeries des mines de charbon pour rejoindre l’atmosphère. Or, le pouvoir de réchauffement du méthane est nettement supérieur à celui du dioxyde de carbone produit lorsqu’il est brûlé.

Le grisou, oui. Le gaz de couche, non

Si l’État a donné son accord pour l’exploitation du gaz de mine, il a interdit l’exploitation du gaz de couche. Cette dernière ne consiste pas à recueillir le gaz présent dans les galeries, mais à l’extraire directement dans les veines de charbon intactes en utilisant la technique de la fracturation hydraulique. En décembre 2025, le Conseil d’État s’est prononcé sur le sujet de manière définitive, en invoquant les potentielles perturbations des ressources en eau souterraines du fait des incertitudes liées à la technique d’extraction.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient de proposer une quasi-stabilité des tarifs réglementés de vente de l’électricité (TRVE) pour le 1er février 2026, avec une baisse modeste de 0,83 % TTC. Une évolution qui se traduira par une économie d’environ… 9 euros par an pour un foyer moyen consommant 4,5 MWh annuellement.

Cette baisse insignifiante masque d’importants mouvements contraires. D’un côté, le coût d’approvisionnement en énergie diminue, notamment avec la fin de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) le 31 décembre 2025. L’approvisionnement s’effectuera désormais entièrement aux prix du marché de gros, actuellement très bas. Le coût des garanties de capacité recule également. De l’autre, les frais de commercialisation d’EDF augmentent, notamment sous l’effet de la hausse des certificats d’économies d’énergie (CEE).

Fin de l’option base pour les plus gros consommateurs ?

Sur le plan fiscal, la contribution tarifaire d’acheminement (CTA) baisse significativement, passant de 21,93% à 15%, tandis que l’accise connaît son ajustement annuel habituel, passant de 29,98 à 30,85 euros par MWh.

La CRE poursuit par ailleurs sa stratégie d’incitation à l’adaptation des consommations. Elle propose la suppression de l’option base pour les puissances de 18 à 36 kVA dès le 1er février 2026 en métropole, obligeant progressivement les clients à basculer vers l’option heures pleines/heures creuses, plus favorable à l’équilibre du réseau. Si cette proposition est validée, les clients actuels seraient automatiquement basculés en HP/HC sous un an (soit le 1er février 2027). La mesure intégrerait les zones non interconnectées dès 2027 avec un basculement en 2028.

Fin septembre 2025, près de 19,75 millions de clients résidentiels bénéficiaient encore des TRVE en France métropolitaine continentale.

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L’année 2025 restera dans les annales pour EDF, notamment grâce à une production nucléaire en hausse, des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) en forme et un record d’exportation d’électricité.

Le nucléaire, avec 373 TWh produits, a produit 3 % de plus par rapport à 2024. Il a été plus disponible et ses arrêts ont été plus finement programmés. Une performance qui permet à EDF de se rapprocher du plafond haut de ses prévisions annuelles.

L’hydroélectricité a, en revanche, été un peu plus à la peine, avec -15,6 % par rapport à 2024. La production revient toutefois à la normale (42,6 TWh) après une année 2024 exceptionnelle (50,6 TWh, grâce à d’abondantes précipitations). Il a moins plu, mais l’hydro a su soutenir la demande, particulièrement durant les pics de consommation.

Des STEP en forme olympique

Résumer l’hydro aux barrages « au fil de l’eau » serait réducteur. Ce serait masquer la performance des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Un record historique à 6 TWh a été atteint, soit 400 GWh de plus que le précédent record de 2014, à pomper la nuit et turbiner le jour et même rajouter un cycle diurne avec la pointe PV.

Mais c’est surtout à l’export que la France a été forte. Le solde exportateur net a grimpé à 92,3 TWh, un nouveau record historique qu’on s’est habitué à battre chaque année. Avec une électricité presque entièrement bas carbone — nucléaire et renouvelables représentent 95 % du mix —, la France est un fournisseur fiable pour les pays voisins, mais en retard sur son électrification avec une demande stagnante.

Pour 2026, EDF prévoit une production nucléaire entre 350 et 370 TWh, en comptant notamment sur l’EPR de Flamanville, qui vient d’être arrêtée après le passage de la tempête Goretti.

L’article Ces usines géantes de stockage d’électricité d’EDF ont battu un nouveau record en 2025 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Depuis le passage de la tempête Goretti le 9 janvier, la centrale nucléaire de Flamanville est à l’arrêt forcé, privant EDF d’environ 3 GW de puissance en plein pic hivernal. En cause : non pas la tempête elle-même, mais une « forte présence de sel marin arrivé via les embruns » qui a provoqué un effet domino sur l’ensemble du site cotentinois, explique l’énergéticien.

Dans la nuit du 8 au 9 janvier, le réacteur n°1 s’est retrouvé déconnecté du réseau au passage de la tempête Goretti. La cause est désormais connue : une concentration importante de sel marin a perturbé les isolateurs reliant les transformateurs à la ligne haute tension dédiée au réacteur. Ne pouvant plus évacuer sa production, celui-ci a été mis à l’arrêt complet le 10 janvier par sécurité, détaille EDF par communiqué.

Un enchaînement de malchances

Plus insolite encore : l’arrêt de l’EPR (réacteur n°3) résulte d’un enchaînement indirect. Le réacteur n°2, pourtant arrêté pour maintenance programmée, a vu son transformateur auxiliaire également saturé d’embruns salés. Cette défaillance a coupé l’alimentation du transformateur auxiliaire de l’EPR qui, combinée à l’indisponibilité d’un diesel de secours lui aussi en maintenance, a contraint EDF à arrêter par précaution le fleuron nucléaire national.

Ce contretemps tombe au pire moment : il prive l’électricien de 4,8 % de sa capacité nucléaire nationale durant la période de forte consommation hivernale. Pour l’EPR, l’enjeu est d’autant plus critique qu’il ne dispose plus que de neuf mois pour achever ses essais avant une mise sous cocon d’un an, nécessaire au remplacement du couvercle défectueux de sa cuve. Les deux réacteurs devraient redémarrer début février, après intervention des équipes d’EDF, Mastergrid et RTE.

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Le lobby de l’électricité, Eurelectric, considère 2025 comme une année record pour le photovoltaïque, mitigée par l’ombre de l’éolien, de l’hydro et de la demande électrique.

Comme chaque année, Eurelectric, le lobby européen de l’électricité, publie son bilan. Pour commencer par une bonne note, le solaire a le pied sur l’accélérateur. La production photovoltaïque a atteint 340 TWh, c’est 12,5 % de l’électricité totale de l’UE, un record. Pour imaginer ce que cela représente, la hausse par rapport à 2024 dépasse les 60 térawattheures (TWh), c’est l’équivalent de ce que consomme le Portugal sur une année entière.

Le solaire brille, les autres modes de production un peu moins

Mais la progression du solaire, c’est un peu l’arbre qui cache la forêt. L’hydroélectricité a reculé de 13 %, l’éolien de 4 %. Le nucléaire et les centrales à combustibles fossiles se sont maintenus une production stable au niveau européen. Au niveau français, c’est -15,8% pour l’hydro et +3% pour le nucléaire.

Sur les marchés, la montée du solaire participe à décorréler un peu plus chaque année les prix de l’électricité des coûts du gaz et du charbon. En 2025, les prix moyens ont dépassé le coût de production au gaz pendant seulement 32 % des heures, c’était 74 % en 2019. Autrement dit, l’électricité produite par les renouvelables commence à influencer le marché et faire baisser les prix, décarbonant le mix électrique et limitant la formation des prix à la volatilité du gaz (dont l’exemple européen nous a montré que la guerre en Ukraine peut faire monter les prix en flèche).

La faible demande en électricité, un problème européen

Une autre ombre, celle dont on parle beaucoup en ce moment et sur laquelle le gouvernement français planche : la demande en électricité. La consommation européenne est restée environ 7 % en dessous des niveaux de 2021, il n’y a pas vraiment de signal d’électrification, la sobriété et l’efficacité gagnant sur l’électrification.

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Tous les pays du monde se sont engagés dans une transition énergétique visant à ramener à zéro leurs émissions. Le tout à des vitesses très variables. Des chercheurs font le point.

Notre monde doit éliminer au plus vite ses émissions liées à sa production d’énergie. Ses émissions non seulement de dioxyde de carbone (CO₂), mais aussi de particules. Car les premières sont responsables à hauteur de près de 80 % d’un réchauffement climatique qui deviendra bientôt insoutenable. Et les secondes endossent 90 % de la responsabilité pour environ 7,5 millions de morts prématurées chaque année dans le monde.

L’objectif est donc clairement défini. Transitionner vers une énergie 100 % propre et renouvelable. Pourtant aucune étude n’avait, jusqu’ici, projeté de calendrier de réalisation de cet objectif pour chaque pays du monde en fonction à la fois de sa production d’énergie bas carbone actuelle et du taux auquel celle-ci augmente. C’est la tâche à laquelle s’est attelée une équipe de l’université de Stanford (États-Unis).

Beaucoup de pays en retard sur la décarbonation de leur énergie

Les experts en génie civil et énergie ont étudié 150 pays. Parmi eux, sept sont en bonne voie pour atteindre le 100 % renouvelable avant 2050. Presque tous en Europe : le Portugal, la Suisse, la Norvège, la Grèce, la Lituanie et l’Estonie ainsi que le Laos — qui l’a atteint en 2025. En France nous pourrions avoir à patienter jusqu’en 2094. Mais cela reste positif si l’on considère que le Canada ou le Japon ne devraient pas remplir l’objectif avant… 2300 !

Toutefois, la « conclusion la plus importante et la plus encourageante » de l’étude est à chercher du côté de la Chine. Le premier consommateur d’énergie au monde opère actuellement une transition à un rythme soutenu qui pourrait lui permettre de ramener à zéro ses émissions de CO₂ et de polluants atmosphériques d’ici 2052. Le tout grâce à la quasi-électrification de tous les secteurs de l’énergie. En 2025, l’augmentation de sa production d’énergies renouvelables était vingt fois supérieure à la plus forte augmentation de la production nucléaire enregistrée en France. C’était en 1981.

De la Chine aux États-Unis, des conclusions en demi-teinte

Aux États-Unis, la situation est très différente. Si le pays maintient son rythme actuel de transition, il pourrait bien ne pas être en mesure d’atteindre le 100 % renouvelable avant 2128. Compte tenu des progrès affichés par la puissance chinoise, les chercheurs estiment que « les principaux obstacles » à un développement des énergies renouvelables aussi important aux États-Unis qu’en Chine « sont d’ordre social et politique, et non technique ou économique ». Parmi les secrets de la Chine mentionnés par les experts de l’université de Stanford : ne pas perdre son temps — et son argent — dans des projets de type captage — en sortie d’usine ou direct dans l’air — de CO₂, hydrogène bleu ou production de biocarburants.

Reste à voir si, comme l’espèrent les chercheurs, leurs résultats aideront à accélérer la transition mondiale. Parce qu’ils donnent des exemples de pays qui réussissent une transition rapide. Parce qu’ils stimuleraient la concurrence internationale. Et parce qu’en révélant les progrès réellement accomplis, ils encourageraient les efforts de chacun. Le calendrier établi par les experts de Stanford devrait en tout cas servir à aider les pays à mieux se préparer à ce qui les attend en matière de pollution et de dommages climatiques.

L’article 2050 ou 2150 : lequel de la Chine ou des USA atteindra le 100 % énergies renouvelables en premier ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En 2024, le Royaume-Uni avait atteint un niveau inédit de production d’électricité propre. Hélas, cet élan ne s’est pas poursuivi, et ce, malgré la progression continue des sources renouvelables et la disparition totale du charbon du mix énergétique.

L’heure est au bilan pour le Royaume-Uni. En se basant sur les données de l’opérateur national du système énergétique (NESO), le média Carbon Brief a publié une analyse sur la production électrique du pays durant 2025. Premier fait marquant du document : les énergies renouvelables ont battu un nouveau record de production. Elles ont fourni 47 % de l’électricité, portée en grande partie par l’éolien. Le solaire, lui aussi, a connu un grand rebond.

Après une phase de stagnation, la filière redécolle grâce à l’augmentation des nouvelles installations photovoltaïques, et à un printemps particulièrement ensoleillé. Autre point essentiel du rapport : le pays vient de réaliser une année complète sans charbon. Il n’y a pas que de bonnes nouvelles cependant. « L’électricité britannique est devenue légèrement plus polluante », rapporte malgré tout Carbon Brief. Pourquoi ?

Davantage de gaz dans le mix britannique

Dans le détail, l’empreinte carbone du kilowattheure est passée à 126 g de CO₂, soit deux grammes de plus que l’année précédente. Cette situation s’explique en réalité par la place croissante du gaz dans le mix électrique. Alors même que les renouvelables ont atteint un niveau record (152 TWh, soit 6 % de plus qu’en 2024), le recours au gaz a augmenté de 5 %. La hausse de la demande en électricité et l’élimination du charbon ont obligé le pays à s’appuyer davantage sur cette ressource fossile. Pour rappel, la dernière centrale à charbon du Royaume-Uni, celle de Ratcliffe-on-Soar dans le Nottinghamshire, a fermé ses portes en septembre 2024 après plus de 140 ans d’exploitation.

Surtout, le gaz a servi à compenser la forte baisse de la production nucléaire. Une grande partie du parc britannique était effectivement à l’arrêt pour maintenance ou rechargement du combustible. Résultat : la production nucléaire a chuté de 5 TWh, atteignant son niveau le plus bas depuis cinquante ans.

L’article Pourquoi l’électricité est moins propre alors que les énergies renouvelables battent un record au Royaume-Uni ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’usine Ferroglobe d’Anglefort, dans l’Ain, a rallumé hier soir l’un de ses fours métallurgiques, qui convient à la production de silicium-métal destiné aux cellules photovoltaïques.

Et si on produisait du silicium, en France ? Le site de l’usine de Ferroglobe avait fermé, en septembre dernier, ses salariés basculés au chômage partiel. La faute aux prix bas imposés par la Chine.

La Chine produisait plus de 70 % du silicium en 2023, selon le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM). En Europe, la concurrence asiatique est rude avec des prix défiant toute concurrence. La tonne de silicium-métal produite en France se vend environ 2 300 €, contre 1 500 € pour celle importée de Chine. Pour Benjamin Crespy, président de Ferroglobe France, le silicium-métal est indispensable non seulement au solaire, mais aussi à la chimie, l’aluminium pour l’automobile et les anodes de batteries lithium, explique-t-il au média Greenunivers.

Le silicium est classé critique par l’UE

La production française reste modeste alors que le Si-métal est stratégique pour notre souveraineté industrielle. L’Union européenne classe d’ailleurs cette matière comme critique mais a récemment refusé de mettre en place des mesures de protection douanières face à la concurrence étrangère, au grand dam des producteurs hexagonaux. Il y en a pourtant sur l’acier par exemple.

« L’Europe doit comprendre, très rapidement, que s’imposer des règles que personne ne respecte ailleurs et en même temps laisser son marché ouvert est la recette parfaite pour accélérer sa désindustrialisation », alerte Benjamin Crespy auprès de Greeunivers.
Reste au ministre de l’Industrie la lourde tâche de défendre les clauses de sauvegarde (limiter les importations à un certain seuil) auprès de l’UE.

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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.

L’article Pourquoi ce grand parc éolien offshore a-t-il perdu plus de 75 % de sa production en 2025 ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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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