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

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

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

K15, un réacteur nucléaire conçu dans les années 80

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

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Si le projet de loi de finances est rejeté, MaPrimeRénov’ pourrait être de nouveau interrompue dès le 1ᵉʳ janvier. Un potentiel coup dur pour la rénovation énergétique en France, très dépendante des aides publiques.

« Pas de budget, pas de guichet » pour MaPrimRénov’. Dans une interview accordée au Parisien et publiée le 13 décembre, le ministre de la Ville et du Logement Vincent Jeanbrun avertit que, si le budget n’est pas voté au Parlement, le dispositif MaPrimeRénov’ serait « forcément suspendu au 1ᵉʳ janvier ». Un scénario qui rappellerait comment l’année 2025 a déjà commencé lorsque l’aide pour rénover les logements avait été gelée pendant plusieurs semaines avec les dossiers bloqués qui s’ensuivent.

Le ministre explique au Parisien que MaPrimeRénov’ ne peut fonctionner sans cadre financier clair et voté : « sans budget, je ne vois pas comment on pourrait relancer la rénovation », insiste-t-il. Aujourd’hui, près de 80 000 dossiers sont encore en cours d’instruction, dont une part importante en copropriété. Une nouvelle suspension risquerait d’allonger encore les délais et de fragiliser un écosystème déjà marqué par l’instabilité du dispositif.

S’il insiste sur l’aspect crucial du vote pour la survie du dispositif, Vincent Jeanbrun affiche sa volonté de voir MaPrimeRénov’ « retrouver son ambition de départ » dès janvier, si le budget est adopté.

Prioriser les ménages à faible revenus

L’aide serait de nouveau ouverte à l’ensemble des ménages avec une priorité donnée « aux familles les plus en difficulté et aux passoires thermiques ». M. Jeanbrun souhaite également recentrer le dispositif sur les rénovations globales jugées plus efficaces sur le plan énergétique et sur la décarbonation des modes de chauffage. C’est une vraie ligne de crête sur laquelle l’exécutif surfe : maintenir un soutien large à la rénovation tout en ciblant davantage les projets les plus performants. 

La poursuite de MaPrimeRénov’ conditionnera en partie l’autre annonce du ministre concernant une proposition de loi, déjà adoptée au Sénat, visant à autoriser temporairement la location de logements classés DPE lettre G, à condition que les propriétaires s’engagent à réaliser des travaux dans des délais encadrés.

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

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

Utiliser la pression d’une colonne d’eau

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

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

Un premier prototype opérationnel dès juillet 2026 ?

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

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

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

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Le producteur français d’énergie renouvelable Akuo vient d’annoncer le lancement d’un projet d’envergure en Nouvelle-Calédonie : la construction de l’une des plus importantes centrales de stockage d’électricité de France.

Implantée à Boulouparis (province Sud), cette batterie de plus de 200 MWh, dont le chantier vient de démarrer, devrait être mise en service au troisième trimestre 2027. Une fois opérationnelle, elle sera capable de délivrer 50 MW pendant trois heures chaque jour, sur une durée contractuelle de douze ans. Sa capacité de stockage en fera la plus puissante batterie de France, ex aequo avec la batterie de Cheviré (Harmony Energy), mise en service en aout 2025.

Stabiliser un réseau électrique insulaire non interconnecté

L’objectif principal de ce site de stockage sera de stabiliser le réseau électrique calédonien tout en facilitant l’intégration des énergies renouvelables. Concrètement, elle stockera l’électricité solaire produite en journée pour la réinjecter durant le pic de consommation du soir. Avec ses 150 MWh de capacité utile (sur le 200 MWh nominaux), elle pourra couvrir l’équivalent de la consommation de Nouméa pendant environ trois heures.

Dotée d’une technologie « grid forming », l’installation aura la capacité de créer et de stabiliser la tension et la fréquence du réseau, un atout majeur pour absorber une part croissante d’énergies renouvelables dans le mix électrique local.

Des revenus pour les tribus locales

Akuo n’en est pas à son premier projet sur l’île : le groupe exploite déjà trois fermes solaires en Nouvelle-Calédonie, dont la centrale photovoltaïque de Kwita Wije à Boulouparis (6 MWc), couplée à une station de stockage de 3 MW/3 MWh.

Le financement du projet repose sur un partenariat public-privé associant plusieurs établissements bancaires et l’Agence française de développement. Ce projet présente une particularité étonnante : trois tribus coutumières locales, représentées par les groupements Wiwa et Wije, sont également actionnaires, leur permettant de bénéficier des retombées économiques de l’exploitation, promet Akuo.

Cette infrastructure s’inscrit dans la stratégie ambitieuse du gouvernement néocalédonien, qui vise une réduction de 75 % des émissions de gaz à effet de serre d’ici 2035.

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

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

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

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

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

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

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

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Dix-huit ans après le premier coup de pioche, le réacteur nucléaire EPR de Flamanville a atteint, pour la première fois, sa puissance maximale. Une étape symbolique avant la mise en service commerciale, qui interviendra d’ici plusieurs semaines, au terme d’une série de tests.

L’émotion devait être palpable, dimanche 14 décembre à 11h37, dans la salle de commande de l’EPR de Flamanville. Le réacteur nucléaire, qui a connu de multiples déboires depuis sa mise en chantier en 2007, a enfin atteint 100 % de sa puissance nominale, produisant 1 669 mégawatts (MW) de puissance électrique brute. Cette performance en fait aussi l’unité de production électrique la plus puissante jamais mise en service en France.

Cette montée en puissance complète intervient deux jours après l’autorisation délivrée par l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), qui a permis au réacteur de dépasser le palier des 80 % atteints précédemment.

Des essais avant la mise en service définitive

L’atteinte des 100 % ne marque cependant pas la fin du programme de démarrage. Cette première montée en puissance maximale a pour objectif de tester l’ensemble des matériels dans leurs conditions nominales de fonctionnement, de réaliser des relevés techniques précis et de vérifier que tous les systèmes répondent aux spécifications attendues, explique EDF par communiqué.

Dans les semaines à venir, le réacteur connaîtra des variations de puissance pour poursuivre les essais à différents paliers. Une intervention est également programmée sur un poste électrique interne, nécessaire avant la mise en service commerciale définitive. Ces opérations s’inscrivent dans le cadre normal des procédures de démarrage d’une installation de cette envergure.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a validé les nouvelles règles de marché du réseau électrique français, qui imposeront dès le 1ᵉʳ janvier 2026 à toutes les installations de plus de 10 MW — y compris renouvelables — de participer au mécanisme d’ajustement. Elles devront pouvoir proposer des offres de production à la baisse suivant la tension sur le réseau.

Dans une délibération du 2 décembre, la CRE entérine l’obligation, issue de la loi DDADUE (transposition du droit européen), pour tous les producteurs supérieurs à 10 MW de mettre « la totalité de leur puissance techniquement disponible » dans leurs offres sur le mécanisme d’ajustement. Jusqu’ici, cette obligation ne concernait que les sites raccordés au réseau de transport. Désormais, plus de 1 500 installations éoliennes et solaires raccordées au réseau de distribution devront aussi y participer.

RTE estime que cette ouverture est indispensable pour combler un « manque structurel d’offres à la baisse » : les marges dont il dispose pour équilibrer le système atteignent leur plus bas niveau lorsque la production renouvelable est élevée. Il y a trop de production sur le réseau, par exemple le midi, lorsque le soleil brille et que la consommation est basse. Le gestionnaire du réseau français a montré à la CRE que, dans plusieurs situations récentes, il n’avait pas suffisamment de leviers pour réduire la production en temps réel, au point de devoir activer des moyens hors marché.

Une obligation qui s’appliquait déjà aux autres centrales de production

Pour les producteurs renouvelables, ça change beaucoup de choses. D’abord parce qu’ils ne peuvent plus rester en dehors du mécanisme : la CRE rappelle que la loi « ne prévoit aucun cas d’exemption » et demande aux acteurs qui ne seront pas prêts au 1ᵉʳ janvier 2026 de justifier sans délai leur retard et de présenter un plan d’action.

Ensuite, parce que leur participation leur confère une nouvelle responsabilité : l’envoi d’un programme d’appel fiable (calé sur la météorologie et la disponibilité de leur parc). La CRE valide en effet la création d’indicateurs de qualité de programmation — erreur quadratique moyenne, biais, amplitude des écarts — calculés quotidiennement pour chaque entité. S’il n’y a pas encore de pénalité, le régulateur demande explicitement à RTE d’élaborer un futur dispositif « incitatif » afin de fiabiliser les prévisions.

Éolien et solaire traités comme les autres producteurs

Concrètement, les ENR vont devoir formuler des offres à la baisse structurées comme les moyens pilotables. Chaque installation ou entité d’ajustement devra déclarer le volume de production qu’elle peut réduire, les délais d’activation compatibles, et le prix auquel elle accepte de le faire (supérieur au prix de la production, faible à ce moment là car beaucoup d’ENR injectent et l’ordre de mérite est à un prix bas).

RTE introduit par ailleurs un nouveau mode de contrôle du réalisé, basé sur la production effectivement mesurée, pour tenir compte des situations où les sites ne suivent pas leur programme. Cette évolution est particulièrement importante pour les renouvelables, dont les profils peuvent être volatils.

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La France a officiellement transmis à la Commission européenne le montage d’aides d’État destinées à financer les six futurs réacteurs EPR2 d’EDF. Le programme de 70 milliards d’euros n’est pas attendu avant 2038.

C’est un passage obligé pour toute aide d’État européene : la notification à la Commission européenne. Paris l’a effectuée le 19 novembre, la Commission devrait prendre un an pour le valider et/ou l’amender. Dans le dossier transmis par la Délégation interministérielle au nouveau nucléaire et le ministère de l’Économie, l’État détaille les modalités exactes des aides envisagées, leur justification économique et les mécanismes destinés à limiter les distorsions de concurrence sur le marché européen de l’électricité.

Bruxelles doit désormais évaluer si le montage respecte les règles encadrant les aides d’État et surtout s’il est « proportionné » au regard du risque financier du projet. La France considère ce soutien indispensable pour garantir le lancement du programme EPR2 dont aucun acteur privé n’accepterait de porter seul les risques techniques et financiers. L’exécutif espère obtenir une décision de la Commission avant la présidentielle de 2027 afin de sécuriser les conditions de financement d’EDF et d’éviter une remise en cause politique du projet.

EDF, maitre d’ouvrage et exploitant

Pour convaincre Bruxelles, Paris s’est largement appuyé sur le dossier des réacteurs tchèques de Dukovany, déjà approuvé par la Commission. Le schéma français en reprend les grandes lignes à la différence qu’EDF cumule le rôle de maître d’ouvrage et d’exploitant, là où la République tchèque distingue l’industriel constructeur et l’énergéticien CEZ. Le niveau de risque porté par EDF est donc plus élevé, ce qui justifie, selon Paris, un soutien public plus important et un partage des risques adapté.

Le cœur du dispositif proposé est inchangé : un prêt public à taux zéro couvrant 50 à 60 % du coût du programme accordé via la Caisse des dépôts. L’enveloppe serait fixe, mais sa part réelle dépendrait du montant final des travaux. EDF n’a toujours pas remis son devis actualisé, cela fait déjà un an de retard. La dernière estimation disponible s’établissait à 67,4 milliards d’euros (euros de 2020). Les projections avoisinant désormais les 70 milliards, voire 100 milliards une fois les coûts de financement intégrés (intérêts, etc.).

Pourquoi les coûts sont-ils bien plus élevés que le premier programme nucléaire ?

C’est d’abord l’effet d’un renforcement des normes de sûreté : récupérateur de corium post-Tchernobyl, protections anti-tsunami après Fukushima, diesels d’ultime secours, résistance accrue aux attaques aériennes ou cyber. Les centrales deviennent bien plus complexes que celles construites dans les années 1970-1980. La flambée du prix des matériaux, des équipements industriels et des composants électriques tirée par l’inflation galopante dans un contexte de tensions mondiales sur les chaînes d’approvisionnement n’arrange pas la hausse de la facture.

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

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

Une coopérative de petites centrales qui voit gros

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

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

Des STEP et des batteries

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

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

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

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

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

Des taxes pour limiter les flambées de prix

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

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

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

Un mécanisme beaucoup plus complexe

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

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

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Cinq ans après sa création, Verkor a inauguré le 11 décembre sa première gigafactory de cellules de batteries lithium-ion bas-carbone à Bourbourg, près de Dunkerque. Cette usine marque le passage de la startup grenobloise à l’industrialisation à grande échelle, positionnant la France comme un acteur majeur de la filière batterie européenne.

Avec une capacité initiale de 16 gigawattheures (GWh) par an, le site va créer 1 200 emplois directs et 3 000 emplois indirects. Les premières batteries lithium-ion commerciales destinées aux véhicules électriques Alpine A390 sont attendues courant 2026. L’ambition de Verkor est d’atteindre 50 GWh de capacité d’ici 2030, ce qui en ferait l’un des principaux producteurs européens.

Le projet s’appuie sur une stratégie de développement à deux sites. Le Verkor Innovation Centre de Grenoble, opérationnel en continu, a produit des dizaines de milliers de cellules tests et validé les procédés avant leur transfert vers Dunkerque. Cette ligne pilote a permis de garantir la fiabilité industrielle et d’assembler les premiers modules, explique la firme.

L’usine dunkerquoise, dotée d’une architecture numérique propriétaire, sera par ailleurs alimentée en électricité nucléaire puisque Verkor a signé début décembre un contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN) avec EDF.

Un financement mêlant public et privé

Verkor a récolté plus de 3 milliards d’euros depuis 2020, mobilisant un écosystème financier alliant secteur public et investisseurs privés. Parmi les soutiens figurent Macquarie Asset Management, Meridiam, Renault Group, EQT Ventures, ainsi que la Banque européenne d’investissement, l’État français via France 2030, la région Hauts-de-France et l’ADEME.

Cette inauguration tombe à point, alors que l’Europe cherche à réduire sa dépendance aux batteries asiatiques. Verkor espère s’imposer comme un acteur incontournable de la mobilité électrique en Europe.

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Une puissance maximale de 20 983 mégawatts exportés vers nos voisins européens à un tarif assez élevé : voilà le record qu’a battu la France le dimanche 7 décembre, à la faveur de températures clémentes.

Le 7 décembre, journée grise sur l’Hexagone, avec du vent et des températures clémentes. Qui aurait pu prédire que cette journée allait entrer dans l’histoire comme la journée où la France a exporté plus de 20 GW instantanés d’électricité à nos voisins européens ? Sur le site Eco2mix, un outil de RTE pour suivre les données de consommation, entre autres, nous nous sommes plongés dans cette journée particulière qui a poussé la France à ouvrir les vannes de l’export.

D’abord, une demande anticipée en dessous de la demande qui s’est effectivement manifestée sur le réseau à 21h45. Un écart de plus d’un gigawatt par rapport aux prévisions J-1, une demande supérieure par rapport à la prévision du jour J. À cette heure-là, en miroir, la production française était dominée par 50 GW de nucléaire, 15 GW d’éolien et 7 GW d’hydroélectricité. Une production largement excédentaire, le nucléaire à lui seul aurait pu suffire.

La France fournit de l’électricité au moment le plus rentable pour elle

À 21h45, l’Allemagne et la Belgique manquaient d’électricité : 7 GW leur ont été adressés. Contrairement au pic solaire espagnol du même jour qui a transité par la France et ajouté un solde importateur, tous les pays ont, à 21h45, importé au moins presque 3 GW, totalisant un record de 20 983 MW. C’est exclusivement un solde exportateur, les importations ce soir-là étaient nulles.

Par leur grande pénétration renouvelable, nos voisins nous fournissent de l’électricité souvent peu chère, en journée. Ce soir-là, alors que les prix spot français étaient à 78 €/MWh, les électrons partaient à destination des zones de prix à notamment 82 €/MWh (Allemagne), 112 €/MWh (Espagne) et 114 €/MWh (Autriche).

Un record permis par le nucléaire, l’éolien et une faible demande nationale

En bonus, l’électricité était ce jour-là très largement décarbonée à 17 g CO2eq/kWh. Il restait tout de même une fine bande de production à partir de gaz à 1 436 MW. Une électricité plutôt chère, peu carbonée, poussée par le nucléaire et l’éolien a été exportée ce jour-là, le fruit d’une demande atone conjoncturelle qui peine à décoller, poussant RTE à revoir son bilan prévisionnel au vu des surcapacités actuelles.

L’article Des gigawatts à gogo : la France a (encore) battu son record d’exportation d’électricité est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Dix ans après l’adoption de l’accord de Paris, le gouvernement a enfin dévoilé la version intégrale, de plus de 700 pages, et actualisée de la Stratégie nationale bas carbone (SNBC 3), feuille de route qui guide la France vers la neutralité carbone en 2050. 

Cela faisait trois ans qu’on attendait ce document, trois ans de retard pour ce volumineux dossier visant des drastiques baisses d’émissions de gaz à effet de serre. La SNBC 3 dessine les trajectoires sectorielles à horizon 2030, 2040 et 2050 en imposant une baisse de 50 % des émissions brutes d’ici 2030 par rapport à 1990. On a donc cinq ans pour diviser par deux nos émissions par rapport à 1990.

C’est un sacré effort que la France va devoir consentir, alors que les émissions n’ont diminué que marginalement ces deux dernières années. Pour atteindre cette cible, le rythme annuel de réduction des émissions devra plus que doubler (environ 5 % par an jusqu’à 2030 puis 7 % entre 2030 et 2050).

Tous les transports à l’électrique, sauf l’aviation

Dans les transports, premier secteur émetteur de GES, le gouvernement prévoit une grande pénétration des véhicules électriques et du fret ferroviaire. À l’horizon 2050, seuls les vols intérieurs continueraient d’émettre du CO₂, les autres modes tournant à l’électricité. L’agriculture devra réduire son empreinte carbone grâce à une évolution des régimes alimentaires, un développement des légumineuses, une baisse de l’usage des engrais azotés et une transition de l’élevage vers des pratiques plus extensives.

Le secteur du bâtiment devra, lui, multiplier les rénovations d’ampleur (des rénovations qui permettent une amélioration significative du DPE, objectif à 250 000 par an alors qu’on plafonne aujourd’hui à 100 000) et remplacer 60 % des chaudières au fioul et 20 % au gaz. L’installation de 8,8 millions de pompes à chaleur est inscrite dans la SNBC-3.

L’industrie devra abandonner gaz et pétrole

L’industrie est appelée à se réindustrialiser « en mode bas carbone » avec une électricité tout aussi bas carbone et notamment l’hydrogène ou le captage-stockage du CO₂. La sortie des énergies fossiles est actée : fin du pétrole entre 2040 et 2045 et fin du gaz fossile en 2050. Pour y parvenir, la part de l’électricité dans la consommation finale devra atteindre 55 % en 2050 contre seulement 37 % aujourd’hui. C’est une bonne nouvelle pour la surcapacité actuelle, la demande doit augmenter.

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Un compensateur synchrone de 180 tonnes, première installation mondiale de ce type selon EDF, vient d’être inauguré à Jarry (Guadeloupe) pour accompagner l’essor des énergies renouvelables intermittentes dans l’archipel.

EDF a inauguré, le 10 novembre, un équipement particulièrement rare, sur le site de la centrale thermique de Pointe Jarry en Guadeloupe : un compensateur synchrone. Cette machine doit sécuriser le réseau électrique guadeloupéen, en contribuant à la stabilité de la fréquence et de la tension. Le principe du compensateur synchrone est assez simple : il s’agit d’un alternateur de grande taille tournant à vide. En rotation continue, son rotor reproduit l’inertie naturellement générée par les turbines des centrales thermiques, nucléaires ou hydroélectriques. Capable d’injecter ou d’absorber de l’énergie réactive en quelques millisecondes, c’est un moyen de régulation très rapide de la tension et de la fréquence électrique.

Ce genre d’appareil est peu répandu dans le monde et pour cause, il est surtout adapté aux réseaux électriques pas ou peu interconnectés dotés d’une forte puissance installée d’énergies renouvelables intermittentes comme l’éolien et le solaire. C’est le cas de la Guadeloupe. L’archipel s’est fixé un objectif ambitieux : atteindre l’autonomie énergétique d’ici 2035. Problème : les sources renouvelables produisent de manière très aléatoire, créant des fluctuations difficiles à gérer sur un réseau isolé. Le compensateur synchrone lève cet obstacle technique qui bridait jusqu’alors l’intégration massive de ces énergies.

Une première mondiale

Lancé en 2019, ce projet représente un investissement de plus de 20 millions d’euros. Mais les retombées promettent d’être substantielles : cinq millions d’économies annuelles pour la collectivité et une réduction des émissions de CO₂ de 30 000 tonnes chaque année. Ce compensateur est une « première mondiale » selon Marie-Line Bassette, directrice d’EDF Archipel Guadeloupe, qui ne détaille toutefois pas les raisons qui rendent cette installation inédite.

L’expérience guadeloupéenne devrait être reproduite dans d’autres territoires ultramarins confrontés aux mêmes enjeux de stabilité et d’intégration des renouvelables, puisque des appels d’offres ont déjà été passés.

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

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

Pas d’augmentation de la radioactivité

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

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

Des réparations de plusieurs centaines de millions d’euros

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

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

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Vous souhaitez faire plaisir à un fan des énergies à Noël ? Pas facile de trouver un cadeau pour satisfaire cette passion peu commune. Nous avons sélectionné cinq articles très variés, de la petite prise connectée au livre en passant par le kit solaire en autoconsommation, qui pourraient faire effet au pied du sapin.

Entre le traditionnel coffret Scorpio et les Ferrero Rocher, certains cadeaux pourraient se démarquer à Noël. Surtout s’il s’agit de faire plaisir à un energy geek, terme que nous venons d’inventer et qui pourrait désigner les passionnés d’énergies. Ceux qui se régalent, comme nous, en découvrant les entrailles des centrales électriques, en mesurant la consommation des appareils ou en produisant leur propre électricité. Il faudra faire de la place au pied du sapin si vous optez pour un kit solaire en autoconsommation tel que celui que nous proposons dans cet article. Un compteur connecté ou un ouvrage particulièrement bien documenté sur l’énergie nucléaire est peut-être plus raisonnable. On vous laisse le choix.

1 – Le kit solaire autoconsommation Beem

À moins de 200 €, ce kit solaire propose 4 petits panneaux photovoltaïques de 75 Wc totalisant 300 Wc, particulièrement esthétiques puisqu’ils arborent le motif floral emblématique de la marque française Beem. L’ensemble est prêt à brancher grâce au micro-onduleur à prise domestique inclus et peut être placé au sol ou fixé contre un mur. C’est un petit budget pour un cadeau de Noël, certes, mais pas si cher pour découvrir l’autoconsommation solaire. À offrir à quelqu’un (que vous appréciez !) disposant, bien évidemment, d’un grand balcon ou d’un jardin.

2 – Le thermostat connecté pour climatiseur réversible Netatmo

Cette commande connectée imite la télécommande de presque n’importe quel climatiseur réversible (pompe à chaleur air/air) afin de le rendre contrôlable à distance. Grâce à l’application smartphone Home+Control, on peut réaliser un grand nombre de réglages comme la température de consigne, des horaires de chauffe ou de refroidissement, des plannings. Un thermomètre et hygromètre intégrés permettent également de suivre l’évolution de ces paramètres dans la pièce concernée. Nous l’avons testé (lire notre article) et avons été satisfaits du service rendu.

3 – Le compteur connecté Shelly Pro 3EM

Pour suivre la consommation électrique de son logement ou d’appareils, il existe une grande variété de solutions. L’une des plus complètes et renommées à ce jour est le compteur à tores (transformateurs de courant) à placer sur chaque phase, accessibles dans le tableau électrique général. La marque Shelly propose des compteurs très fiables dotés de nombreuses fonctionnalités. Le modèle Pro3EM peut mesurer jusqu’à 3 phases, ce qui convient pour les logements triphasés, mais pas seulement. Un logement monophasé pourra surveiller sa consommation générale en plus de deux appareils, comme une pompe à chaleur, un ballon d’eau chaude ou une pompe de piscine, par exemple.

4 – La prise connectée Shelly Plug S

C’est le plus économique des cadeaux que nous vous suggérons, mais il reste très qualitatif. Il s’agit d’une simple prise connectée, qui ne requiert donc aucun branchement compliqué, mais peut rendre bien des services. Ce modèle de dernière génération conçu par Shelly permet d’éteindre ou d’allumer un appareil à distance via un smartphone (en Bluetooth ou wifi) selon ou non un planning. Il peut aussi mesurer assez précisément la consommation électrique de l’appareil, ce qui est un vrai avantage. Vous pourrez facilement savoir quel appareil consomme le plus chez vous et prendre des mesures appropriées pour réaliser des économies d’énergie.

5 – L’énergie nucléaire en 100 questions de Maxence Cordiez

Notre dernière idée-cadeau est particulièrement low-tech puisqu’il s’agit… d’un livre composé de papier. Mais pas n’importe lequel. « L’énergie nucléaire en 100 questions » répond à la plupart des interrogations que l’on peut se poser sur la production d’électricité nucléaire, dont nous sommes totalement dépendants en France. Ce mode de production, comme d’autres, souffre de nombreuses idées reçues, auxquelles l’ingénieur Maxence Cordiez tente de répondre avec beaucoup de pédagogie. Ce livre est accessible à tous et on y apprend beaucoup.

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Ekwateur lance une offre de Noël limitée aux 5 000 premières souscriptions, où il propose un tarif du kilowattheure particulièrement bas en option base. Le rabais atteint -22 % par rapport au tarif réglementé, ce qui en fait l’offre la moins chère au moment où nous publions cet article.

Le fournisseur alternatif d’énergie « verte » Ekwateur, qui compte environ 130 000 clients, frappe un grand coup pour les fêtes avec son offre « -22 %». Cette promotion limitée aux 5 000 premières souscriptions propose un tarif du kilowattheure à 0,1601 € TTC (0,1034 € HT), soit 22 % de moins que le tarif réglementé EDF actuellement fixé à 0,1952 € TTC.

Il s’agit du tarif le plus compétitif du marché français pour les foyers en option base à ce jour. Les fournisseurs baissent sensiblement les prix pour les particuliers ces derniers mois, conséquence de la dégringolade des tarifs de l’électricité sur le marché de gros, notamment due à l’atonie de la demande.

Pas de rabais sur l’option heures pleines / heures creuses

Concrètement, un ménage moyen en compteur 6 kVA option base paiera 1 148 € par an contre 1 357 € au tarif réglementé selon Ekwateur, soit une économie de 209 € annuels. L’abonnement mensuel reste aligné sur les tarifs réglementés, à quelques centimes près : 15,59 € TTC pour un compteur 6 kVA et 23,58 € TTC pour un 12 kVA, par exemple. Autre avantage de taille : le prix du kWh est garanti fixe pendant un an, contrairement au tarif bleu EDF qui peut évoluer jusqu’à deux fois par an.

Attention toutefois, cette offre ne concerne que l’option tarifaire « base » et les puissances inférieures à 36 kVA. Étrangement, Ekwateur ne propose pas de rabais sur l’option « heures pleines/heures creuses ». Elle s’adresse donc particulièrement aux petits et moyens consommateurs.

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L’Europe s’apprête à démultiplier ses capacités de stockage énergétique. Plus d’une centaine de gigawatts seront installés dans les cinq prochaines années pour renforcer la flexibilité des réseaux. Longtemps dominé par les stations de pompage-turbinage, le marché laissera bientôt la première place aux batteries.

Le stockage énergétique reste l’une des principales solutions pour garantir la stabilité des réseaux électriques. Avec la profonde transformation que connaît aujourd’hui le système électrique mondial, les besoins dans ce domaine augmentent fortement. En Europe, les perspectives sont particulièrement optimistes. La croissance estimée est de plus de 115 % d’ici 2030 selon un nouveau rapport publié par l’Association européenne du stockage d’énergie et la société d’analyse et de recherche LCP Delta.

Le document souligne également un autre point très important : malgré la croissance spectaculaire des batteries, les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP) dominent le marché. L’écart entre les deux technologies s’est toutefois considérablement resserré, au point que la tendance devrait bientôt s’inverser. Début novembre, l’Union européenne, le Royaume-Uni, la Suisse et la Norvège totalisaient ainsi 53,6 GW de STEP, contre 48,8 GW de batteries. Mais au cours des prochaines années, le stockage électrochimique devrait dépasser largement l’hydroélectricité. Les deux organismes estiment qu’à la fin de la décennie, l’Europe atteindra une puissance totale de 215 GW, dont 160 GW fournis par les batteries.

Un rythme soutenu au cours des prochaines années

Le rythme de croissance sera donc plus soutenu entre 2025 et 2030. Selon les estimations, l’Europe déploiera entre 20 à 25 GW par an, tous segments confondus (batteries résidentielles, les installations commerciales et industrielles, et les projets grande échelle).

Les grands projets deviendront particulièrement attractifs pour les investisseurs. Leur développement sera surtout soutenu par une rentabilité accrue et des aides ciblées. Du côté des particuliers, les ventes de batteries devraient repartir à la hausse à partir de 2027. Cette reprise sera stimulée par le rebond du marché photovoltaïque et l’électrification des usages domestiques. Quant au secteur commercial et industriel, l’adoption du stockage devrait, elle aussi, s’intensifier rapidement, un déploiement qui sera « conditionné par les politiques, les sources de revenus, les règles du réseau et les tarifs », mentionne le rapport.

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Baisse des émissions du secteur électrique, faible réduction de celles de l’industrie : la Commission européenne fait le bilan sur les émissions couvertes par le marché carbone.

Le dernier rapport de la Commission européenne sur le système d’échange de quotas d’émission (EU ETS) confirme une baisse des émissions du secteur de l’électricité. Bruxelles observe qu’en 2024, les émissions des centrales électriques couvertes par l’EU ETS ont diminué de près de 11 % par rapport à 2023. C’est donc devenu une habitude : depuis 2005, les émissions combinées du secteur électrique et de la production de chaleur ont reculé d’environ 50 %.

Les énergies bas carbone éjectent les fossiles

La dynamique tient principalement à la progression des énergies renouvelables et du nucléaire qui éjectent progressivement les combustibles fossiles. Le rapport souligne notamment que la consommation de charbon a atteint en 2024 un niveau historiquement bas et que le remplacement progressif du charbon par le gaz, puis par des sources bas-carbone, y participe grandement.

L’amélioration du mix électrique devrait ainsi procurer un effet d’entraînement pour le reste de l’économie puisque toute électrification des usages industriels bénéficie directement d’une électricité désormais beaucoup moins carbonée et moins chère.

L’industrie a un temps de retard sur l’électricité

Pourtant, cette transformation décarbonée du secteur électrique contraste avec l’évolution des émissions du secteur industriel. En 2024, les installations industrielles couvertes par l’ETS n’ont réduit leurs émissions que de 0,8 % par rapport à 2023. Certains secteurs à forte intensité carbone (sidérurgie, chimie, engrais…) montrent même des signes de stagnation, voire de légère hausse.

Malgré cette inertie, les émissions totales combinées du secteur électrique et de l’industrie ont tout de même diminué de 5,8 % en un an grâce presque exclusivement aux effets observés dans la production d’électricité. La Commission insiste donc, en creux, sur un point : la transformation profonde des procédés industriels eux-mêmes ne tient pas qu’au levier électrique.

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Non loin de Marseille, le projet Deos, qui devait faire de la zone portuaire de Fos-sur-Mer un site majeur d’assemblage d’éoliennes en mer de très grande taille, doit revoir ses plans à la baisse. La proximité de la base aérienne 125 d’Istres, la plus grande de France, limite fortement la hauteur des installations.

Autour de la très stratégique base aérienne d’Istres (Bouches-du-Rhône), aucune structure ne peut dépasser le plafond de 190 m fixé par les militaires. Même à plus de 10 km de distance. Une restriction qui compromet le scénario initial du projet Deos, qui prévoyait d’ériger des structures capables d’assembler des turbines de 300 mètres de hauteur, aussi grandes que la tour Eiffel. Ces mastodontes devaient éclipser les trois premières éoliennes du tout proche parc Provence Grand Large, en service depuis l’été 2025 dans le golfe de Fos avec leurs 175 mètres.

Construire des flotteurs plutôt que des éoliennes

Aucune dérogation n’est envisageable à ce jour selon le Grand port maritime de Marseille (GPMM), sur lequel le projet doit être construit. Cette contrainte force le projet à se réorienter vers une solution alternative, moins grandiose. Le plan B prévoit donc d’affecter les 120 hectares (75 terrestres et 45 maritimes avec un kilomètre de quai) à la seule fabrication des flotteurs, ces socles qui soutiennent les éoliennes flottantes. L’assemblage final des turbines serait quant à lui délocalisé vers Port-la-Nouvelle dans l’Aude, préservant ainsi une production régionale sur le pourtour méditerranéen.

Cette réorganisation intervient alors que la côte méditerranéene française s’apprête à accueillir plusieurs parcs éoliens flottants. Entre Fos et Port-la-Nouvelle, l’objectif fixé vise une capacité de 4,2 gigawatts d’ici 2050 – soit presque trois fois la puissance de l’EPR de Flamanville. Trois sites pilotes testent actuellement différentes technologies avant le déploiement des premiers parcs industriels programmé pour 2031-2032. Reste à savoir si les exigences militaires évolueront d’ici la livraison du terrain, prévue fin 2028.

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