Le coût de production de l’énergie photovoltaïque est directement lié à la durée de vie des panneaux solaires. Or une part significative des panneaux vieillirait plus vite que prévu.

C’est une étude de l’université de Nouvelle-Galles du Sud qui jette le pavé dans la mare. L’équipe du professeur Yang Tang a analysé la production de près de 11 000 panneaux photovoltaïques, installés dans le monde entier. Ils ont analysé la dégradation de leur production au cours du temps. Et le résultat est éclairant. En moyenne, la dégradation est de 0,9 % par an. Toutefois, pour près d’un cinquième des panneaux, cette dégradation est de l’ordre de 1,35 %/an. Et pour 8 % de l’échantillon, la vitesse de dégradation double à hauteur de 1,8 %/an.

Distribution du taux de dégradation des panneaux photovoltaïques / Image : Yang Tang et al. 2025

Du point de vue statistique, cet effet est décrit comme « une longue traîne ». Et c’est un problème. Car les coûts de l’énergie photovoltaïque sont principalement issus de l’investissement initial ; il n’y a, en effet, que peu de frais de maintenance, et pas de dépenses de combustible. Cela implique que la durée de vie des panneaux est une donnée essentielle du point de vue financier. Elle doit donc être prédictible. Et l’étude pointe un aléa significatif.

Trois causes expliqueraient cette dégradation

L’étude a étudié les facteurs qui peuvent entraîner cette dégradation. En premier lieu, un constat : si l’on exclut les panneaux situés dans les climats très chauds, où une dégradation accélérée était déjà connue, le climat local n’est pas un facteur explicatif.

En revanche, ils pointent trois raisons qui pourraient expliquer la longue traîne : un mécanisme de petits défauts en cascade (par exemple une étanchéité imparfaite entraînant une entrée d’humidité), les défaillances précoces (peu de temps après la mise en service) et l’aggravation au cours du temps de petits défauts non détectés. Grâce à ces pistes, l’étude permettra d’améliorer les contrôles qualité en usine et d’éliminer, si cela est possible, la longue traîne.

L’article Un panneau solaire sur cinq vieillira prématurément selon cette étude est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’actualité du secteur européen des batteries ressemble à une avalanche de bonnes nouvelles et de mauvaises nouvelles. Et parfois, il est bien difficile de les départager. En l’occurrence, il s’agit de deux projets de gigafactories déjà mis en pause à la mi-2024. Et il est annoncé aujourd’hui qu’ils seront définitivement abandonnés.

La société Automotive Cells Company (ACC) est une coentreprise de Stellantis, Mercedes et TotalEnergies. Elle opère une usine de batteries à Billy-Berclau/Douvrin dans le Pas-de-Calais, des batteries de technologie NMC (nickel-manganèse-cobalt).

Les projets d’ACC étaient ambitieux : construire deux nouvelles gigafactories en Italie et en Allemagne. Sur les sites, respectivement, de Termoli et de Kaiserslautern, qui étaient deux sites historiques de Fiat et d’Opel. Deux marques de Stellantis. La boucle était donc bouclée : il était prévu de produire des batteries pour le constructeur franco-italo-américain. Toujours en technologie NMC.

Un problème de visibilité sur une technologie

Mais ces projets se sont heurtés à deux problèmes de taille. En premier lieu, les batteries NMC sont de plus en plus concurrencées par les batteries de de type LFP (lithium-fer-phosphate). Ces dernières sont un peu moins performantes, mais surtout moins chères ; favorisées par les constructeurs chinois, elles prennent leur essor dans l’automobile. Par ailleurs, Stellantis a récemment annoncé des charges exceptionnelles colossales, de l’ordre de 22 milliards d’euros. En cause, des ventes de voitures électriques qui ne sont pas à la hauteur des prévisions.

L’emploi sera toutefois préservé. Autant que faire se peut. Le site de Termoli continuera à fonctionner, en produisant des moteurs à essence jusqu’à 2030, voire des échéances plus lointaines. L’usine existante d’ACC dans le Pas-de-Calais verra par ailleurs sa cadence augmentée, grâce notamment à un partenariat avec un producteur chinois dont le nom n’a pas été révélé.

Bien sûr, si le marché se retourne, surtout du point de vue des technologies, il est normal que les investissements dans des usines ne soient pas réalisés. Il n’y aurait rien de pire que construire une gigafactory qui ne servirait à rien. Mais cela pose la question de la possibilité pratique des investissements, si les marchés évoluent trop rapidement qu’ils puissent être mis en œuvre.

L’article Giga usines de batteries : ce fabricant européen jette l’éponge pour un problème de chimie est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Simple réévaluation des risques, ou aveux d’échec ? L’ASNR change son fusil d’épaule au sujet de la corrosion sous contrainte et ne le voit plus comme un problème majeur, mais comme un élément de la vie des installations. Une annonce qui arrive seulement quelques mois après la découverte de nouvelles microfissures. 

Après le terrible hiver 2022-2023, lors duquel le parc nucléaire français a compté jusqu’à 32 réacteurs à l’arrêt, on imagine que plus personne, chez EDF, ne veut entendre parler de corrosion sous contrainte. Et pourtant, il va sans doute falloir s’y habituer. C’est en tout cas ce qu’a sous-entendu le président de l’ASNR Pierre-Marie Abadie lors de ses vœux à la presse le 28 janvier dernier. Ce dernier a ainsi déclaré : « La corrosion sous contrainte va faire partie de la vie des installations », ajoutant ensuite qu’on en retrouverait au gré des contrôles, et que les microfissures qui y sont associées ne seraient plus des sujets hors du commun.

Le retour de la corrosion sous contrainte

Au premier abord, ce discours surprend, tant le sujet avait défrayé la chronique il y a seulement quatre ans. En réalité, il fait suite à deux découvertes récentes associées à ce problème de la corrosion sous contrainte. Déjà, en juin dernier, les équipes d’EDF avaient découvert deux microfissures sur le réacteur Civaux 1. Si l’une de ces deux fissures avait simplement été causée par de la fatigue mécanique, la deuxième est bien due à de la corrosion sous contrainte.

Plus récemment, en octobre dernier, une nouvelle fissure a été détectée sur un tronçon pourtant déjà remplacé à la fin de l’année 2021. Cette microfissure, située sur le circuit de refroidissement du réacteur à l’arrêt, aurait une profondeur de 2,8 mm.

Un nouveau procédé pour repousser le remplacement

Pour éviter de devoir systématiquement arrêter les réacteurs concernés, EDF peut compter sur un nouveau procédé : le Mechanical Stress Improvement Process (MSIP). Importée des États-Unis, cette technique consiste à positionner un collier métallique autour de la conduite concernée pour la contraindre mécaniquement, ce qui permet d’attendre un prochain arrêt programmé pour remplacer le tronçon touché. En l’occurrence, le prochain arrêt de Civaux 1 est prévu pour février 2027. À cette occasion, les équipes d’EDF devraient démonter les tuyaux concernés pour les faire expertiser auprès du Laboratoire intégré d’expertise de Chinon (LIDEC) afin d’en savoir plus sur ce phénomène.

En attendant une meilleure compréhension du mécanisme, EDF souhaite mettre en place une stratégie de surveillance à long terme associée à une maintenance adaptée pour les tronçons concernés. L’ASNR devrait examiner cette solution et rendre son verdict dans le courant de l’année 2026.

L’article Nucléaire : la corrosion sous contrainte n’est plus un problème selon l’ASNR est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

EDF est dans les starting-blocks : le projet de loi permettant de débloquer la situation entre la Commission européenne et la France au sujet de l’hydroélectricité vient d’être voté par l’Assemblée nationale. Malgré des points d’ombre, cette loi devrait permettre à l’énergéticien français de remettre à niveau la première source d’énergie renouvelable de France. 

L’heure des grands investissements dans le domaine de l’hydroélectricité est plus proche que jamais. Quelques mois après l’accord de principe trouvé entre la France et la Commission européenne au sujet de la mise en concurrence d’hydroélectricité française, les députés viennent d’adopter le projet de loi qui y fait référence. Celui-ci acte officiellement le remplacement du régime de concession, vieux d’un siècle, par un régime d’autorisation.

Les barrages restent la propriété de l’État

Grâce à cette loi, les barrages hydroélectriques français resteront propriété de l’État, et leur gestion restera confiée aux exploitants actuels, c’est-à-dire principalement EDF, pendant une durée de 70 ans. Le projet de loi ajoute une autorisation environnementale, qui devrait permettre une prise en compte des enjeux territoriaux de l’eau.

En contrepartie, EDF devra à terme mettre à disposition 40% des capacités hydroélectriques à la concurrence sous forme de capacités virtuelles, et 6 GW de puissance dès les 10 premières années. La production de ces capacités virtuelles sera mise en vente via un système d’enchères avec un prix de réserve.

L’État, désormais libre de vendre ses installations ?

Au premier abord, cette solution semble idéale, puisqu’elle ouvre la porte à de nouveaux investissements en matière d’hydroélectricité, et devrait permettre à EDF de mettre à niveau l’ensemble de son parc. Néanmoins, le passage à un régime d’autorisation facilite une possible privatisation de certaines installations. Dans une moindre mesure, à l’avenir, il n’est pas exclu que des acteurs privés entrent au capital de grands projets hydroélectriques, ce qui faciliterait leur financement. Le projet Montézic II aurait ainsi l’intérêt d’Eiffage et de Total Energies.

Sujet pourtant crucial pour la sécurité énergétique de la France, le vote de ce projet de loi n’aura mobilisé que 76 des 577 députés de l’Assemblée nationale. Sur ces 76 députés, 56 ont voté pour le projet de loi, 8 ont voté contre (LFI et le Nouveau Front populaire) et 12 se sont abstenus, principalement du côté du Rassemblement national. La mise en application du projet de loi est prévue au plus tard pour le 1ᵉʳ septembre prochain.

L’article L’hydroélectricité française va enfin pouvoir redécoller grâce à cette loi est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Publiée au Journal officiel après deux ans et demi d’attente, la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) donne des objectifs de consommation et production d’énergie jusqu’en 2035. Relance du nucléaire, renouvelables ajustées à la baisse, les flexibilités et la consommation au centre de toutes les attentions : on décrypte cette version de 232 pages.

Présentée ce matin à Bercy par Roland Lescure devant les industriels et la presse, au lendemain du discours de Sébastien Lecornu depuis un barrage hydroélectrique à Belfort, la PPE3 était attendue depuis près de deux ans et demi. La filière réclamait un cap pour relancer les investissements : le lancement des appels d’offres en dépend, la version en vigueur jusqu’alors prévoyait une sortie du nucléaire.

« Nous faisons le choix de la production décarbonée et de la souveraineté », a martelé ce matin Roland Lescure, insistant sur la nécessité « d’électrifier, électrifier, électrifier » les usages pour substituer les énergies fossiles importées. La consommation finale d’énergie doit passer de 1 510 TWh en 2023 à 1 243 TWh en 2030, tandis que la part de l’électricité grimperait de 27 % à 34 %. La consommation est un grand sujet tant elle peine à décoller et c’est elle qui justifie en partie la relance des investissements dans la production.

Nucléaire : la peur de l’effet falaise

La production nucléaire, tombée à 320 TWh en 2023, est attendue entre 380 et 420 TWh en 2030 : EDF doit être au rendez-vous de la performance avec de la disponibilité et une augmentation de puissance de ses réacteurs. La PPE3 acte l’optimisation du parc existant et confirme la construction de six EPR2, avec huit en option (décision cette année). Elle mentionne également la poursuite des travaux sur les réacteurs innovants, dont les RNR avant la fin du siècle.

C’est l’« effet falaise » dans les années 2030-2040 qui fait peur. Un trou de nucléaire avec, certes, des réacteurs prolongés au-delà de 50 ans, et qui devront ensuite s’arrêter et être démantelés.

Éolien : priorité au renouvellement, appels d’offres relancés

L’éolien terrestre est le grand perdant. Deux appels d’offres de 800 MW par an seront lancés à compter du premier semestre 2026. Un bonus pour le « repowering » — le renouvellement des parcs existants — doit être introduit, sous réserve de notification à la Commission européenne.

En mer, les appels d’offres 9 et 10 seront relancés « dès que possible », pour une attribution avant fin 2026. La filière a subi l’absence de PPE avec, par exemple, RWE qui a fermé sa filiale française chargée de répondre à l’AO10. L’objectif d’attribution reste compris entre 8 et 10 gigawatts (GW) pour l’AO10. Le calendrier glisse toutefois par rapport aux ambitions initiales.

Solaire : plafond maintenu jusqu’en 2028

Le photovoltaïque sera plafonné à 2,9 GW par an de puissance soutenue jusqu’à fin 2028 via appels d’offres et arrêtés tarifaires. Un appel d’offres de 300 MW pour le solaire sur bâtiments sera lancé immédiatement, annonce le ministre.

Après 2028, le schéma prévoit deux appels d’offres annuels de 1 GW pour le solaire au sol et trois de 300 MW pour les toitures. La répartition indicative vise 41 % des volumes sur petites et moyennes toitures et 54 % sur grandes installations (dont 38 % au sol). Un appel d’offres technologiquement neutre de 500 MW est maintenu d’après les premières annonces.

Nouvelle heure de gloire pour l’hydroélectricité ?

La PPE3 lui fait la part belle. Elle prévoit une augmentation des capacités de stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) de 1,7 GW d’ici 2030 (Montézic II pourra être débloqué), s’ajoutant à la capacité actuelle d’environ 5 GW. Du stockage bienvenu pour moduler offre et demande.

L’augmentation de la puissance des barrages en grande partie sur des installations existantes. 1,1 GW d’augmentation de puissance, cela fait de l’ordre de 610 MW sur des installations de plus de 4,5 MW, et 440 MW sur des installations de moins de 4,5 MW selon la PPE3. Combinée au déblocage législatif sur les concessions en cours, elle a de belles heures devant elle.

Le charbon n’est pas complètement enterré

Si la trajectoire vise une forte baisse des fossiles (de 60 % de la consommation en 2023 à 40 % en 2030, l’inverse pour l’électricité) dans la consommation d’énergie finale, la PPE3 acte le maintien sous cocon de certaines capacités charbon ou reconverties, pour garantir la sécurité d’approvisionnement. Le texte précise que ces installations pourront être mobilisées en cas de tension extrême, dans une logique de dernier recours. Elles ne sortent donc pas du jeu.

Qu’en est-il de l’hydrogène, la géothermie, l’hydrolien et la chaleur bas-carbone ?

La PPE3 confirme l’objectif de 4,5 GW d’électrolyse installés en 2030 pour produire de l’hydrogène bas carbone. La géothermie de surface (10 TWh) et profonde (6 TWh) ont leurs objectifs à 2030, comme les réseaux de chaleur (53 TWh en 2030), tandis qu’un appel d’offres hydrolien de 250 MW est prévu au Raz Blanchard, avec attribution d’ici 2030. Impossible toutes les mentionner, il ne semble pas y avoir d’énergie mise de côté a priori.

Que cette PPE3 fut politique et elle le reste. Un compromis de nucléaire massif et pas de moratoire/abandon des ENR avec un pari : la relance de la demande. Un plan est attendu et la PPE3 prévoit une clause de revoyure pour l’adapter à l’évolution de la demande… et à l’équilibre politique en place aux présidentielles de 2027.

L’article Tout savoir sur la PPE 3, le plan énergétique de la France jusqu’en 2035 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Avec 27,1 GWh installés en 2025, le stockage par batteries atteint sa douzième année de croissance record dans l’Union européenne. Avec plus de grandes batteries et moins de résidentiel.

+27,1 gigawattheures (GWh) de nouvelles capacités de stockage ont été installées dans l’Union européenne en 2025. C’est 45 % de plus qu’en 2024, ce chiffre est énorme, c’est un nouveau record annuel. Le parc atteint désormais 77,3 GWh, c’était moins de 8 GWh fin 2021. En quatre ans, la capacité européenne a été multipliée par dix, relève Solar Power Europe dans un rapport publié le 28 janvier 2026.

En 2025, pour la première fois, les batteries de grande taille connectées au réseau ont fourni la majorité des nouvelles capacités. Elles représentent 55 % des nouvelles batteries. Jusqu’ici dominé par le résidentiel, le marché bascule vers des installations de grande échelle. Alors pourquoi en installe-t-on autant ? Pour flexibiliser le système électrique. En 2025, le solaire a couvert près de 22 % de la production électrique en Espagne, plus de 15 % en Allemagne. Et pour limiter les heures à prix négatifs, 3,4 % du temps à l’échelle européenne, il faut absorber l’excédent de production.

Les batteries permettent aussi d’amener de l’inertie au réseau. Leur montée en puissance intervient alors même que le marché solaire ralentit, par un soutien public et des objectifs en baisse, selon la vraisemblable version de la PPE3 à paraître ces prochains jours.

Les installations à domicile peinent à être rentables

Les installations de batteries résidentielles (chez les particuliers) chutent de 6 %, à 9,8 GWh. L’investissement de départ pèse souvent trop lourd dans l’équation économique par rapport à ce qu’elles peuvent rapporter au ménage et à leur rémunération sur le trading et les services systèmes. Le ralentissement du solaire en toiture y contribue aussi. Le segment commercial et industriel progresse de 31 %, à 2,3 GWh, mais reste marginal avec seulement 8 % du marché annuel.

L’Allemagne reste en tête avec 6,6 GWh installés, devant l’Italie (4,9 GWh), relève Solar Power Europe. La surprise vient de la Bulgarie, troisième avec 2,5 GWh, où les soutiens publics sont forts. Les cinq premiers marchés totalisent 63 % des nouvelles capacités, contre près de 80 % un an plus tôt, preuve que le stockage progresse dans tous les pays et que le besoin est partout.

Sur le plan industriel, l’Europe dispose de 252 GWh de capacités potentielles de production de cellules, mais 92 % sont destinées aux véhicules électriques. Le stockage stationnaire ne représente que 8 % des usages.

L’article La capacité de stockage par batteries a explosé en Europe en 2025 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La célèbre ONG a vivement réagi à la publication de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3), qualifiant le texte de « modèle de manipulation politique et de médiocrité ». Pour l’ONG, les deux ans de retard accumulés sur ce document censé fixer le cap énergétique du pays n’auront pas permis de produire une feuille de route à la hauteur de l’urgence climatique.

« Si cette PPE a deux ans de retard sur le papier, elle a au moins une décennie de retard dans sa vision de la transition énergétique », estime Nicolas Nace, chargé de campagne transition énergétique chez Greenpeace France. Selon lui, le texte n’est qu’un « compromis entre les idées climatosceptiques de l’extrême droite et la faible ambition climatique de la Macronie ».

Trop de nucléaire, pas assez de renouvelables ?

L’organisation pointe plusieurs impasses. Sur l’éolien terrestre d’abord, dont le rythme de déploiement, maintenu autour de 1 à 1,5 GW par an, serait insuffisant pour garantir la souveraineté énergétique du pays. Sur le solaire ensuite, où la révision à la baisse des objectifs pour 2030 et 2035 enverrait selon Greenpeace un « signal catastrophique » à la filière, menaçant l’emploi et la viabilité des projets de giga-usines françaises. L’ONG estime qu’une fourchette basse de 55 GW en 2035 reviendrait à un quasi-moratoire après 2030.

Greenpeace critique également l’entêtement du gouvernement sur le nucléaire, rappelant les retards et surcoûts des EPR2 — dont le devis aurait déjà augmenté de 20 milliards d’euros en moins de quatre ans — ainsi que la relégation au second plan des enjeux de sobriété et de rénovation énergétique.
Quant au plan d’électrification annoncé par le gouvernement pour mai 2026, Nicolas Nace n’y voit qu’un « énième effet d’annonce » à un peu plus d’un an de la présidentielle.

L’article Greenpeace dénonce une PPE « en retard, archaïque et réactionnaire » est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le gouvernement a publié aujourd’hui une version synthétique de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3), feuille de route qui fixe nos objectifs énergétiques jusqu’en 2035 avec priorité au nucléaire et léger ralentissement des renouvelables.

Cela faisait des mois qu’elle était attendue et que prospéraient les rumeurs. Ces rumeurs se sont affinées et sont en accord avec le texte du gouvernement : conforter le nucléaire tout en ralentissant légèrement la montée en puissance des renouvelables électriques, dans un contexte de consommation moins dynamique que prévu.

La PPE acte une électrification en sommeil. Le gouvernement baisse les ambitions de production pour éviter une surcapacité trop coûteuse.
Aujourd’hui, près de 60 % de la consommation finale d’énergie repose encore sur le pétrole et le gaz. L’exécutif vise une inversion de cette proportion au cours de la prochaine décennie, avec une part majoritaire d’énergie bas carbone dès 2030. L’électricité sera la clé, d’abord avec le nucléaire.

Nucléaire à fond, renouvelables au ralenti

Colonne vertébrale du système électrique français, la PPE 3 confirme la prolongation du parc existant et entérine la construction de 6 nouveaux réacteurs avec 8 optionnels. Les énergies renouvelables aussi, mais à un rythme plus lent que dans les versions précédentes du texte. Le solaire continue sa montée en puissance (48 GW à 2030 contre 19 GW en 2023), tout comme l’éolien terrestre (31 GW à 2030 contre 21,9 GW en 2023), avec une priorité donnée au renouvellement des parcs existants plutôt qu’à de nouveaux parcs. L’éolien en mer repartira avec de nouveaux appels d’offres à venir.

La feuille de route qui sera détaillée demain mentionne d’autres énergies comme la chaleur renouvelable et le gaz bas carbone, ainsi que l’hydroélectricité sur lesquelles nous analyserons tous les chiffres. Avec une clause de revoyure prévue dès 2027, date de la présidentielle, la PPE 3 ne sera figée qu’un an, « afin de permettre un ajustement fin de l’offre à la demande énergétique ».

L’article Enfin publiée, la nouvelle feuille de route énergétique plebiscite le nucléaire est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La marque chinoise Eco-Worthy propose une petite promotion sur sa grande batterie solaire domestique de 16,1 kWh de capacité. L’engin massif, 133 kg tout de même, affiche un prix imbattable de 1699,99 euros, soit un coût de 105 € le kilowattheure. Cette batterie doit impérativement être reliée à un onduleur solaire, car elle n’en embarque pas.

La batterie Eco-Worthy cache plutôt bien son jeu. Derrière le design sobre de cette boîte à roulettes de 81 cm de haut, 52 cm de large et 25 cm de profondeur se cache un puissant système de stockage. L’engin embarque un impressionnant 16,08 kWh de cellules LiFePo4 (soit 314 Ah @ 51,2 V) capables de délivrer une puissance nominale de 5,1 kW (100 A) et jusqu’à 10,2 kW en pic. Selon le fabricant, l’ensemble supporterait 6 000 cycles à 80 % de capacité pour une durée de vie annoncée autour de 10 ans, qui correspond également à la durée de la garantie.

Plus fort encore, il est possible de connecter jusqu’à 15 unités en parallèle, portant la capacité totale à un niveau démentiel : 241 kWh. Cette configuration vise les installations nécessitant une autonomie prolongée sans compromis sur le confort en cas de coupure réseau.

Sécurité, branchements et connectivité

Le système de gestion de batterie (BMS) intègre six niveaux de protection. Deux disjoncteurs de 125 A chacun protègent les bornes positive et négative contre les surcharges et courts-circuits. Une paire de câbles à connexion rapide de 35 mm² (2 AWG, 150A) permet l’installation sans outillage. L’écran couleur de 7 pouces (800 × 480 pixels) affiche en temps réel les paramètres de fonctionnement. La surveillance à distance s’effectue via Bluetooth, Wifi ou branchement Ethernet.

Les interfaces RS485, CAN et RS232 assurent la communication avec la plupart des onduleurs solaires. Le port RS232 permet également la connexion à un ordinateur via un logiciel dédié pour un suivi détaillé des performances. Des poignées intégrées et des roues facilitent le déplacement et le positionnement de l’unité, qui pèse 133 kg. La livraison s’effectue sur palette par transporteur routier en raison du poids et du volume du produit.

L’article À peine 105 € le kilowattheure pour cette énorme batterie domestique de 16 kWh est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le dispositif d’aide à la rénovation énergétique MaPrimeRénov’ va enfin redémarrer. Annoncé le 6 février par le ministre du Logement, Vincent Jeanbrun, il avait été suspendu de nombreuses fois en l’absence d’approbation du budget.

La réouverture du guichet MaPrimeRénov’ est pour bientôt. Elle interviendra « dans les jours suivant la promulgation du budget 2026 », assure l’entourage du ministre Vincent Jeanbrun. Que ce soit les rénovations légères ou d’ampleur, tout est concerné. Toutefois, il faudra maintenant prendre un rendez-vous obligatoire avec un conseiller France Rénov’ avant de lancer un chantier. Le gouvernement veut limiter les fraudes et mieux accompagner les ménages dans leurs projets.

Depuis l’été dernier, le dispositif a été ponctué de fermetures et de réouvertures incessantes. La liste d’attente s’allonge, plus de 83 000 dossiers sont en attente d’instruction. L’arrêt du stop and go devrait réduire l’embouteillage. Mais il pourrait aussi générer un nouveau flux important, notamment pour les rénovations complètes.

Incertitude sur le budget total

Côté budget, le gouvernement annonce 3,6 milliards d’euros pour 2026. Mais le projet de loi de finances mentionne en réalité 1,9 milliard pour le programme, dont près des trois quarts sont destinés à MaPrimeRénov’. Pour combler l’écart, l’Agence nationale de l’Habitat (Anah) mobilise sa trésorerie, les recettes du marché carbone européen et les certificats d’économies d’énergie (CEE).

Finalement, le dispositif pourrait bénéficier de 2,7 milliards. Espérons que cette réouverture signe la fin des arrêts brutaux qui découragent les gestes écologiques, fragilisent la filière qui a besoin du soutien public.

L’article MaPrimeRénov’ rouvre enfin, après six mois d’interruption est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En pleine recherche de contrats pour sécuriser la vente de son électricité nucléaire sur les 10 prochaines années, EDF vient de valider une signature pour plus de 500 GWh/an. Une nouvelle encourageante dans un contexte post-ARENH complexe. 

C’est finalement logique : Orano vient de signer auprès d’EDF trois importants contrats, d’une durée de 10 ans, pour approvisionner en électricité ses différents sites tricolores. Au total, EDF devrait donc fournir près de 500 gigawattheures (GWh) d’électricité nucléaire par an à Orano, notamment au site Orano Recyclage qui est situé à La Hague, et dont la consommation annuelle est estimée à 560 GWh.

Ce contrat prend la forme d’un contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN), dont l’objectif est de fournir à EDF des recettes stables pour les prochaines années, malgré la fin de l’ARENH. Ces contrats ont une durée souvent comprise entre 10 et 15 ans, avec des prix fixés à l’avance, et relatifs aux performances du parc nucléaire français, offrant ainsi une certaine visibilité financière aux industriels concernés.

EDF tente de sécuriser ses recettes

Si ce contrat est porteur d’espoir chez EDF, la situation semblait mal embarquée au printemps 2025. À l’époque, sous la présidence de Luc Rémont, l’énergéticien français avait choisi une méthode agressive, tentant de faire signer de grands industriels dans la précipitation par le biais de systèmes d’enchères. Cette stratégie n’avait pas porté ses fruits. Depuis l’arrivée de Bernard Fontana, l’ambiance est à l’apaisement et les discussions bilatérales ont repris. Preuve de cette nouvelle dynamique, EDF en est à 19 contrats signés, dont 12 CAPN avec des industriels comme Aluminium Dunkerque, ArcelorMittal, Data4 ou encore Arkema.

Le match n’est pas gagné pour autant, car EDF n’a pas encore obtenu la moitié de l’objectif de 40 térawattheures (TWh) annuels fixé entre EDF et l’État en novembre 2023. Pour se donner le maximum de chances de réussite, EDF a décidé d’élargir l’accessibilité de son CAPN à toutes les entreprises dont les besoins sont supérieurs à 7 GWh/an. Cela représente des milliers de nouveaux clients potentiels.

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La startup lettone Deep Space Energy a levé 930 000 € afin de poursuivre le développement de son générateur radioisotopique spatial. Cette mini centrale électrique doit permettre de produire de l’énergie destinée aux satellites stratégiques mais aussi, à plus long terme, à l’exploration lunaire.

Deep Space Energy développe un générateur électrique basé sur les radioisotopes, des matériaux nucléaires qui produisent de la chaleur par désintégration naturelle, ensuite convertie en électricité. Si le principe n’est pas nouveau, la solution conçue par cette entreprise lettonne aurait une efficacité supérieure : elle nécessiterait cinq fois moins de combustible radioisotopique qu’un générateur thermoélectrique (RTG) classique.

La technologie a été validée en laboratoire et vise des applications dans les secteurs de la défense et du spatial. Le générateur n’est pas conçu pour créer des armes à proprement parler, promet Deep Space Energy, mais pour alimenter des satellites stratégiques et des missions d’exploration spatiale de longue durée, sur la Lune, par exemple. La jeune société vient de récolter 930 000 €, répartis entre 350 000 € d’investissements privés et 580 000 € de fonds publics auprès de l’Agence spatiale européenne (ESA), de l’OTAN et du gouvernement letton.

Utile pour les satellites militaires européens et l’exploration lunaire

La première application visée concerne les satellites stratégiques européens. Le générateur fournit une source d’énergie auxiliaire indépendante des traditionnels panneaux solaires. Cela permet une redondance pour les satellites de reconnaissance militaire, quelle que soit leur orbite. Ces satellites assurent des fonctions de défense cruciales, et notamment la détection de lancements de missiles ennemis.

À long terme, Deep Space Energy viserait la Lune, et ça ne lui fait pas peur. Son générateur radioisotopique serait capable de répondre aux besoins énergétiques des programmes d’exploration Artemis et Argonaut de la NASA et de l’ESA. Les rovers, ces véhicules qui permettent aux astronautes de se déplacer sur la Lune, pourraient être équipés.

En effet, sur notre satellite naturel, les températures nocturnes descendent sous -150 °C et les nuits durent environ 354 heures. Dans ces conditions, les rovers ne peuvent pas compter sur l’énergie solaire. Selon Deep Space Energy, leur générateur nucléaire nécessiterait 2 kg d’Américium-241 pour générer 50 W, contre environ 10 kg pour les systèmes RTG traditionnels. Un atout, alors que chaque gramme est compté sur de telles missions.

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Si la réouverture du guichet MaPrimeRénov’ est imminente, l’aide financière de l’État pour la rénovation énergétique des logements reste un monstre administratif qui en décourage plus d’un. Exemple type d’un système rigide et parfois difficilement accessible, une famille bretonne a mis plus d’un an à toucher sa prime. 

MaPrimeRénov’, le programme d’aide à la rénovation assuré par l’État, est devenu un oiseau rare, et en profiter relève de plus en plus de l’exploit. Outre le fait que l’aide ne soit plus accessible toute l’année, faute de budget suffisant, son traitement automatisé ne pardonne aucune erreur, et l’histoire de cette famille bretonne en est le parfait exemple.

Un casse-tête pour certaines maisons

Propriétaire d’une maison depuis deux ans, cette famille a souhaité améliorer l’efficacité énergétique du logement en isolant les combles. Dans le plus pur esprit néo-breton, l’étage de cette maison est situé sous la toiture avec des chiens-assis et autres velux en guise d’ouverture. De ce fait, il est considéré comme des combles aménagés. Or, cette configuration pose vraisemblablement problème auprès de MaPrimeRenov, puisque la partie verticale des murs de l’étage donnant sur l’extérieur n’est pas considérée comme des rampants aux yeux de l’organisme, alors qu’elle a bien été isolée en tant que telle.

Résultat : la famille en question a vu son aide financière divisée par deux, pour passer des 1500 € prévus à seulement 800 €, sur un total de 3 900 €. Malgré un recours, et le passage d’un contrôleur mandaté par l’Agence nationale de l’Habitat (Anah), il aura fallu un an à la famille pour obtenir gain de cause et finalement toucher l’entièreté de l’aide prévue. Il semblerait que cette caractéristique architecturale soit souvent l’objet de litiges entre les propriétaires et l’Anah, ce qui constitue malheureusement une raison de plus de se décourager face à l’ogre administratif qu’est devenu MaPrimeRénov’.

MaPrimeRénov’ est de retour

Malgré ces difficultés, le programme d’aide est souvent l’une des seules manières, pour les propriétaires, de financer des travaux énergétiques souvent coûteux. D’ailleurs, son guichet devrait rouvrir, quelques jours après que la loi du budget ait été finalement adoptée. Les quelque 83 000 dossiers bloqués depuis fin 2025 devraient donc être pris en charge en priorité tandis que d’autres ménages pourront déposer leur dossiers.

Désormais, les travaux d’ampleur seront conditionnés par un rendez-vous personnalisé obligatoire avec un conseiller France Renov’. Cette année, le budget de l’État pour MaPrimeRénov’ atteint les 3,6 milliards d’euros. L’Anah vise 150 000 rénovations par geste, et 120 000 rénovations globales.

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Le fabricant chinois de batteries prêtes à brancher Zendure actualise sa gamme SolarFlow en présentant trois nouveaux modèles. Des appareils plus simples mais plus puissants, qui tranchent avec les systèmes historiquement proposés par la marque. Il y en a pour tous les goûts, que l’on ait une centrale solaire ou non.

La batterie solaire avec MPPT SolarFlow 2400 Pro

C’est le nouveau fleuron du fabricant basé à Shenzhen : la batterie solaire SolarFlow 2400 Pro. Placé au sommet de sa nouvelle gamme, l’appareil supporte jusqu’à 3 000 W d’entrée photovoltaïque à travers quatre MPPT de 750 W chacun. Chaque entrée, qui s’effectue à travers des connecteurs MC4 habituels, est donc compatible avec les modèles les plus récents de panneaux solaires de forte puissance, si leur tension est située entre 14 et 55 V DC. En recharge AC sur secteur seule, elle accepte 2 400 W. Si l’on combine la recharge solaire (DC) et réseau (AC), le système peut même monter jusqu’à 4 800 W de puissance de charge.

Côté sortie, la SolarFlow 2400 Pro peut délivrer 800 W AC de puissance par défaut à travers une simple prise secteur. Cette puissance peut être débridée à 2 400 W si l’installation électrique a été correctement configurée (ligne dédiée, section de câbles et protections appropriées). La capacité de stockage est de 2,4 kWh (batterie LiFePo4 48 V), mais elle peut être étendue facilement en empilant des modules jusqu’à un maximum de 14,4 kWh. L’ensemble est toujours protégé par une épaisse et robuste carrosserie en aluminium résistante classée IP 65, donc utilisable en extérieur.

La SolarFlow 2400 Pro seule est vendue 959 € en promotion actuellement. En optant pour des extensions de batterie et l’indispensable compteur connecté, la note passe à 4 583 €, toujours en promotion, soit 318 € le kilowattheure stockable. Petite astuce : vous pouvez essayer d’acheter vos batteries en Allemagne, le pays offrant une TVA à taux zéro sur ces produits. La SolarFlow 2400 Pro y est donc disponible à partir de 799 € (soit 160 € de moins qu’en France).

La SolarFlow 2400 AC+, pour les centrales solaires existantes

La SolarFlow 2400 AC+ s’adresse aux propriétaires d’installations photovoltaïques existantes. Ainsi, cette batterie solaire ne comporte aucune entrée DC. Elle se recharge indirectement à partir des panneaux solaires, à travers le courant AC injecté dans le réseau domestique par l’onduleur ou micro-onduleurs de la centrale existante. Le système accepte jusqu’à 3 200 W de puissance de recharge. En sortie, les caractéristiques sont identiques au SolarFlow 2400 Pro : 800 W ou 2400 W en mode débridé. Côté capacité de stockage, il s’agit du même pack de batterie que sa cousine : 2,4 kWh également extensibles jusqu’à 14,4 kWh.

Son tarif en promotion est lui aussi équivalent, malgré l’absence de contrôleurs MPPT : 959 € seule et 4583 € avec les extensions 14,4 kWh et le compteur connecté.

La SolarFlow 1600 AC+, l’entrée de gamme pour les petits kits solaires

Le SolarFlow 1600 AC+ représente le modèle d’entrée de gamme à un tarif un peu plus abordable : 719 € en promo. Lui aussi dépourvu d’entrées solaires MMPT, l’appareil est destiné aux installations photovoltaïques existantes avec une demande de pointe modérée. Il délivre jusqu’à 800 W ou 1400 W en mode débridé en AC et accepte jusqu’à 1600 W de recharge AC. La capacité de stockage démarre à 1,92 kWh et s’étend jusqu’à 9,6 kWh, avec une décharge maximale de 1600 W débloquée grâce aux extensions.

Pour rappel, tous les modèles sont équipés du système anti-incendie ZenGuard, qui permettrait selon la marque de contenir un emballement thermique de la batterie. Le système s’activerait automatiquement à partir de 170 °C en répandant une mousse d’extinction sur les cellules.

Un logiciel de gestion mis à jour et une offre d’électricité à prix dynamique

Zendure a également actualisé son système de gestion HEMS 2.0, qui optimise les performances de l’appareil en répartissant les charges. Le HEMS est depuis quelques semaines connecté à plus de 840 fournisseurs d’énergie européens. Il connait désormais leurs tarifs afin d’organiser au mieux les plages sur lesquelles injecter ou recharger l’électricité et ainsi augmenter potentiellement les économies pour l’utilisateur.

Comme nous l’avions annoncé en avant-première, Zendure va en parallèle lancer un service de fourniture d’électricité à prix dynamiques. Il sera d’abord disponible en Allemagne avant de s’étendre à d’autres pays d’Europe.

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Pionnier autoproclamé de la tarification dynamique en Europe, Frank Énergie s’implante en France avec une offre d’électricité 100 % renouvelable indexée sur les prix du marché de gros. Le fournisseur, qui compte déjà plus de 100 000 clients aux Pays-Bas, en Belgique et en Espagne, propose également des services intelligents pour piloter la recharge des véhicules électriques et le chauffage.

Fondé en 2020 aux Pays-Bas, Frank Énergie annonce son arrivée sur le marché français depuis sa base lilloise. L’entreprise, qui emploie 40 collaborateurs de 12 nationalités, profite de la fin de l’accès régulé au nucléaire historique (ARENH) en France et de l’atonie de la demande en électricité, qui tire les prix de gros vers le bas. Le fournisseur alternatif propose une offre unique à tarification dynamique, un concept relativement nouveau qui permet aux consommateurs d’accéder aux prix réels de l’électricité sur les marchés, heure par heure.

Payer l’électricité au prix du marché en temps réel

Le principe repose sur une indexation directe des tarifs sur les prix du marché de gros de l’électricité, qui évoluent toutes les heures. Concrètement, le prix facturé reflète les conditions réelles du marché, « sans marge cachée », promet Frank Energie. Dans les faits, ce type d’offre impose aux ménages d’adapter leur consommation aux périodes où le prix de l’électricité est le plus bas, pour réaliser des économies significatives. La tarification dynamique doit normalement favoriser l’intégration des énergies renouvelables dans le mix énergétique, en incitant les consommateurs à utiliser l’électricité lorsque la production solaire ou éolienne est importante.

L’offre s’adresse aux foyers équipés d’un compteur communicant Linky. Le contrat, sans engagement, garantit une électricité 100 % verte via le mécanisme des garanties d’origine. Une application mobile accompagne le service, permettant de suivre sa consommation, ses factures et l’évolution des prix en temps réel.

Une surveillance extrême des postes de consommation

Au-delà de la tarification dynamique, Frank Énergie déploie des solutions de gestion intelligente pour piloter automatiquement les équipements les plus énergivores. La recharge intelligente des véhicules électriques est disponible dès le lancement en France pour certains types de véhicules et bornes compatibles. Le service de chauffage intelligent pour les pompes à chaleur sera proposé au premier trimestre 2026.

Ces outils sont censés automatiser le fonctionnement des appareils aux heures les plus favorables, générant des économies pour les utilisateurs tout en contribuant à l’équilibrage du réseau électrique. Sur les marchés européens où Frank Énergie est déjà présent, l’entreprise affirme piloter plus de 20 000 appareils : 6 000 bornes de recharge, 1 500 pompes à chaleur, 7 500 batteries et 5 000 installations photovoltaïques. Les services intelligents auraient ainsi permis de générer 3,5 millions d’euros d’économies pour ses clients européens.

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Qui, sinon le pays le plus industrialisé au monde, devrait consommer le plus d’électricité ? La Chine, sans surprise, est le numéro un mondial de la consommation électrique, et l’année dernière, elle a battu son propre record. En plus des industries, les usages quotidiens, les services, les transports et le secteur numérique ont tous connu une évolution rapide ayant entraîné une demande toujours plus forte.

La Chine est une véritable bête énergivore. Il y a longtemps qu’elle a franchi la barre du pétawattheure (1 000 térawattheures) en consommation électrique annuelle. En 2025, selon l’Administration nationale de l’énergie sur son compte officiel WeChat, le pays a dépassé pour la première fois les 10 pétawattheures (PWh). Il a atteint 10,368 PWh pour être exact.

La consommation électrique chinoise donne le tournis et, surtout, ridiculise celle des autres nations. En deuxième position, bien loin derrière, se trouvent les États-Unis avec un peu plus de 4 PWh. Par ailleurs, même cumulées, les consommations de l’Union européenne, de l’Inde, du Japon et de la Russie ne dépassent pas celle de la Chine.

Les nouveaux moteurs de la demande

La demande a progressé de 5 % par rapport à l’année précédente. Une progression qui s’explique en grande partie par l’évolution des usages quotidiens. Les ménages et le secteur des services consomment désormais beaucoup plus d’électricité qu’auparavant. La généralisation de la climatisation, des appareils électroménagers et des équipements numériques, ainsi que le fonctionnement quasi permanent des commerces et services, ont entraîné une hausse.

Évidemment, l’électrification intensive des transports a contribué à cette augmentation. La consommation liée à la recharge des véhicules et au remplacement des batteries aurait bondi de près de 50 % en un an. Et comme dans de nombreux grands pays, l’économie numérique influe aussi de plus en plus sur la demande énergétique. En effet, les services internet, le stockage de données, le cloud et les centres de données nécessitent un approvisionnement électrique constant.

Le secteur industriel reste le premier consommateur en volume. Mais la consommation dans la filière semble s’être restructurée. Si autrefois seules les industries lourdes traditionnelles étaient les plus énergivores, ce sont désormais les activités de fabrication de pointe qui tirent la demande : usines de véhicules électriques, de batteries, d’équipements électroniques et technologiques, toutes sont très gourmandes en électricité.

Et l’approvisionnement dans tout cela ?

Côté approvisionnement, pour répondre à sa demande croissante, la Chine continue de multiplier les centrales, en particulier les renouvelables. En 2025, la puissance installée solaire et éolienne a atteint 1 760 GW, soit une hausse de 34 % en un an. Parallèlement, le pays a accéléré le développement des installations de stockage afin de pallier l’intermittence de ces sources. Le pompage-turbinage dépasse 66 GW, et les nouvelles formes de stockage d’énergie ont franchi les 100 GW, une multiplication par plus de 30 depuis 2020. Quatre nouvelles lignes de transport à très haute tension ont également été mises en service, portant le total à 46 lignes à travers le pays.

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L’accès au réseau électrique peut être un point de blocage pour les énergies renouvelables, certaines essuyant des refus.

En 2025, les volumes de projets éoliens terrestres autorisés sont en baisse (1,37 GW autorisés l’année dernière contre 1,5 GW en 2024 et 1,51 GW en 2023 selon le bureau d’études Wattabase) et les décisions de justice favorables aux développeurs se font plus rares. Les données accessibles montrent une baisse des autorisations et surtout un recul du nombre de projets débloqués par voie contentieuse.

Là où les juridictions administratives annulaient autrefois certains refus préfectoraux, elles semblent aujourd’hui plus réticentes à intervenir. Les professionnels du secteur s’en inquiètent. L’aspect juridictionnel est de plus en plus difficile à anticiper, fondé sur des appréciations subjectives liées au paysage, au voisinage ou aux impacts environnementaux.

Des goulots d’étranglement sur le réseau électrique

Un deuxième verrou fait obstacle aux producteurs d’énergies renouvelables : le raccordement au réseau électrique. Ils peuvent essuyer des refus ou des délais parfois longs pour accéder aux lignes électriques. Les transformateurs sont parfois à capacité maximale.

L’ancienne ministre de l’Environnement, Corinne Lepage, a poussé un coup de gueule en ce sens, dans les colonnes de Tecsol. Elle y voit un sérieux problème de conformité avec le droit européen. Celui-ci repose sur un accès non discriminatoire aux réseaux pour les producteurs d’électricité. Or, la multiplication des refus et l’opacité des critères techniques ralentissent mécaniquement le déploiement des énergies renouvelables.

Vers la fin du « premier arrivé, premier servi » ?

RTE est d’ailleurs en train de réfléchir à changer la règle du « premier arrivé, premier servi » en « premier prêt, premier servi ». Les retards de raccordement immobilisent des capitaux et dégradent la rentabilité des projets (les batteries stationnaires perdent, par exemple, les premières années les plus profitables). Les opérations de renouvellement de parcs existants, voire leur augmentation de puissance, sont parfois confrontées à des règles de raccordement encore disparates (les projets deviennent généralement plus petits).

Nous écrivions sur le cas allemand. Dans les Länder les plus fournis en éoliennes, les nouvelles autorisations font face à une saturation des réseaux et à l’acceptabilité locale en baisse.

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Part importante de la consommation des pays, et marqueur d’inégalités entre les ménages, le chauffage est un sujet complexe. Une nouvelle étude a montré les différences de températures moyennes des logements entre les différents pays d’Europe. Les résultats sont riches en enseignements. 

En matière de chauffage intérieur, est-ce que tous les pays européens sont logés à la même enseigne ? Quelques années après le début de la guerre en Ukraine et la crise de l’énergie qui a suivi, on pourrait logiquement se demander si la politique de sobriété appliquée par la France, et surtout les français, est équivalente chez nos voisins européens.

Le spécialiste des thermostats connectés Tado, a profité de ses nombreuses données analytiques pour mesurer la température intérieure moyenne des logements dans différents pays européens. La température moyenne de la France est indiquée à 18,65°C, tandis que celle de l’Allemagne est de 19,03°C et celle du Royaume-Uni à 16,72°C. De manière générale, on constate que les pays de l’ouest de l’Europe ont des températures moyennes plus basses que les pays d’Europe de l’est, alors même que les conditions climatiques sont souvent plus favorables.

Image : Tado

Ce chiffre est d’ailleurs en cohérence avec une récente étude qui a indiqué que 9% des européens n’ont pas les moyens de se chauffer. Dans cette analyse, on constate que l’Espagne, le Portugal et même la France se situent au-dessus de cette moyenne. Dans l’Hexagone, ce sont 11,8% des français qui ne peuvent pas se chauffer en hiver. À l’inverse, dans les pays scandinaves, où les conditions climatiques sont très rudes, moins de 4% de la population ne peut pas se chauffer.

Une question d’isolation ?

À y regarder de plus près, l’explication de cette hétérogénéité en matière de température intérieure pourrait bien s’expliquer par les méthodes de construction des logements, en matière d’isolation. Une autre étude réalisée par Tado sur 80 000 logements entre 2019 et 2020 a analysé la baisse de température d’un logement sur 5 heures sans chauffage, avec pour point de départ une température intérieure de 20°C et une température extérieure de 0°C. Dans cette analyse, on constate que les logements allemands ont perdu 1°C, les logements autrichiens 1,2°C et les logements norvégiens 0,9°C.

À l’inverse, en Espagne, les logements ont perdu 2,2°C, et les logements français 2,5°C. Le record appartient au Royaume-Uni avec une baisse de 3°C durant les 5 heures. Ainsi, difficile de ne pas voir de lien entre maintien de la température intérieure et qualité de l’isolation.

D’ailleurs, la rénovation thermique des bâtiments n’est pas systématiquement associée à une baisse de la consommation d’énergie, mais plutôt à une hausse du confort intérieur. Avec une isolation plus performante, les occupants sont souvent plus enclins à adapter la température de leur logement à leurs besoins réels. C’est ce qu’on constate en Allemagne ou en Scandinavie ou les températures de consigne dépassent souvent les 19°C. À l’inverse, en France selon le Médiateur de l’énergie, en 2024, 30% des français ont souffert du froid dans leur logement.

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Sans maîtrise, la puissance n’est rien ; c’est valable aussi pour la production d’électricité éolienne. Total Énergies a décidé d’équiper l’un de ses parcs éoliens guadeloupéens d’une batterie de 8 MWh pour en contrôler la production, et ainsi mieux répondre aux besoins de l’île. Une solution qui devrait se démocratiser pour permettre aux territoires insulaires de décarboner leur mix électrique. 

Les sociétés Entech et Total Énergies viennent de convenir d’un partenariat pour la mise en place d’une BESS de 8 MW de puissance et 8 MWh de capacité, associée à un parc éolien existant composé de 10 turbines. Entech devrait se charger de la livraison et de la pose des batteries ainsi que de tout le système de conversion d’énergie.

Cet ajout devrait permettre à Total Énergies de gérer plus intelligemment la production électrique du parc éolien concerné. Il semblerait qu’il s’agisse du parc du Petit Canal, mis en service en 2000. À l’époque, il était composé de 32 éoliennes de faibles capacités qui avaient la particularité de pouvoir être couchées lors des épisodes cycloniques. Les éoliennes ont finalement été remplacées en 2019 par 10 éoliennes pour une puissance totale de 9 MW (contre 7,04 MW auparavant).

Le stockage d’énergie, facteur clé de la transition énergétique insulaire

À l’heure actuelle, l’énergie éolienne ne représente que 5,7% d’un mix électrique largement dominé par les énergies fossiles. Les énergies renouvelables affichent un fort potentiel dans les DOM, en particulier en Guadeloupe avec des conditions de vent et d’ensoleillement avantageuses. Néanmoins, l’absence d’interconnexion avec d’autres pays ou d’autres territoires environnants impose des contraintes techniques importantes sur la gestion de la production d’électricité. Dans ce contexte, le caractère intermittent de la production éolienne apparaît peu adapté, quand la production de la centrale Diesel de Jarry, d’une puissance de 200 MW, est totalement pilotable.

L’installation de systèmes de stockage pourrait néanmoins changer la donne et permettre une décarbonation massive de la production électrique tout en permettant le pilotage des énergies renouvelables. Outre cette nouvelle batterie de 8 MWh, d’autres îles françaises ont fait ce pari comme la Martinique avec le système Madinina Storage et ses 12 MWh ou la Nouvelle-Calédonie, où la construction d’une batterie de 50 MW de puissance et 200 MWh de capacité est en cours.

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Les coûts du nucléaire donnent le vertige. Surtout lorsque l’on constate la différence entre les coûts annoncés et les coûts effectifs. Ce n’était pourtant pas le cas il y a une cinquantaine d’année. Pourrait-on retrouver aujourd’hui des coûts aussi bas que par le passé ? La Chine nous montre peut-être la voie.

L’énergie nucléaire sera « si peu chère qu’on ne pourra la compter ». L’eau a coulé sous les ponts depuis que Lewis Strauss, président de l’Atomic Energy Commission américaine, a prononcé cette phrase, en 1954*. Car, depuis, c’est tout le contraire que l’on a observé. Un accroissement des coûts, un accroissement de la complexité, un accroissement des délais. Sans retour en arrière avéré. De sorte que l’on parle plutôt aujourd’hui de « malédiction des coûts du nucléaire ».

Pourtant, de nombreux pays se dotent de programmes de construction de nouveaux réacteurs nucléaires. Notamment en Occident, et au premier titre les États-Unis et la France. Autre exemple : l’Italie, qui envisage de revenir sur son moratoire. Même en Allemagne, le chancelier Friedrich Merz admet que la sortie du nucléaire serait une « erreur stratégique ».

L’explosion des coûts du nouveau nucléaire

Mais ces programmes ambitieux se heurtent pourtant à un mur : l’incroyable explosion des coûts de construction du nouveau nucléaire. En fin d’année dernière, nous apprenions par exemple que les 6 nouveaux EPR2 prévus en France pourraient coûter 73 milliards d’euros.

Ce « mur des coûts » est mis en évidence par une étude récente de chercheurs américains, publié dans la revue Nature. Cette étyde nous indique que les coûts initiaux, dans les années 1970, étaient de l’ordre de 1-2 $/W (en dollars actualisés en 2020). Puis ils ont grimpé à 4-10 $/W à la fin des années 1980 – en particulier après les accidents de Three Mile Island (1979) et de Tchernobyl (1986). Les derniers projets se sont avérés particulièrement coûteux : 15 $/W pour les deux nouveaux réacteurs de la centrale américaine de Vogtle, et 10 $/W pour le réacteur de Flamanville-3 en France.

Évolution du coût de construction des centrales nucléaires aux États-Unis, en France et en Chine / Image : Roosevelt Institute

En ce qui concerne les nouvelles constructions américaines, les auteurs pointent en particulier l’effet d’une importante instabilité de la réglementation et de la politique énergétique. Ils indiquent également que la hausse des coûts de personnel seraient prédominants dans la hausse de la facture. Ces derniers seraient liés en particulier à un mauvais usage des ressources humaines : les chantiers ont en effet souvent été arrêtés du fait de matériel manquant, ou de conflits de planification – autrement dit, pendant une part importante de son temps, le personnel aurait été dans l’incapacité de travailler.

L’exception chinoise

Un pays semble toutefois être une exception : la Chine. Dans ce pays, les coûts de construction de nouveaux réacteurs sont restés stables, voire ont diminué. Les coûts seraient restés de l’ordre de 2 $/W, en tout cas nettement inférieurs à 4 $/W. Et les chercheurs pensent avoir identifié les raisons principales d’une telle performance. La première résiderait dans la stabilité de la réglementation et de la politique énergétique – au contraire des programmes occidentaux, donc.

Ils pointent également un facteur important, qui aurait joué en Chine : l’internalisation progressive de la chaîne d’approvisionnement. En effet, les constructeurs de centrales chinois auraient progressivement privilégié une production domestique des composants, impliquant une augmentation progressive de l’expérience du personnel, et des économies d’échelle sur l’ensemble de la chaîne.

Peut-on s’inspirer de la Chine ?

Un point d’intérêt également : les auteurs notent que la courbe d’apprentissage est différente pour le nucléaire, par rapport aux moyens de production renouvelables (éolien et solaire). Il semble que l’effet de série soit moins important pour le nucléaire que pour ces autres sources d’énergie. Pour préciser : ils indiquent que les gains d’une production en série seraient significatifs sur les premiers exemplaires, mais que ces gains s’atténueraient plus vite pour les constructions suivantes.

L’organisation chinoise serait-elle à imiter ? Il y a sans doute des choses à apprendre. Les auteurs recommandent ainsi de stabiliser la politique énergétique et la réglementation, de façon à permettre l’effet de série et d’éviter l’escalade des coûts, ainsi que de mettre en place une chaîne d’approvisionnement stable et locale.

* À noter que le contexte de cette phrase, et notamment son lien avec l’énergie nucléaire, fait l’objet de débats ; ces derniers sont résumés par la NRC américaine (en anglais).

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