Évènement rarissime, un fournisseur d’électricité alternatif vient de perdre son autorisation de vendre de l’électricité, notamment à cause de nombreux impayés. Si la santé financière des fournisseurs d’électricité est pointée du doigt, celui-ci espère un réexamen de sa situation. 

C’est un petit tremblement de terre dans le microcosme des fournisseurs d’électricité alternatifs français. Le ministre de l’Économie, des Finances et de la Souveraineté industrielle, énergétique et numérique vient d’annoncer avoir retiré l’autorisation de l’entreprise Actelios Solutions de fournir de l’électricité. Plus connue sous la marque JPME (Je produis mon électricité), l’entreprise a été la cible de nombreuses critiques évoquant des pratiques commerciales trompeuses, un affichage de tarifs mensongers et des retards de paiement pour les clients producteurs.

Un système de stockage virtuel d’électricité solaire

Pourtant, à son lancement en 2009, l’entreprise se voulait novatrice en matière de fourniture d’électricité. Se qualifiant de fournisseur 3.0, JPME a la particularité de proposer une solution de stockage virtuelle et permettait, en 2023, de vendre un surplus d’électricité solaire à un tarif alléchant de 17,21 ct/kWh. Malgré des propositions intéressantes sur le papier, il semblerait que l’entreprise ait eu du mal à s’acquitter de ses factures. En juin dernier, elle aurait cumulé près de 600 000€ de factures impayées.

Face à ces nombreuses difficultés, une instruction a débuté dès le début de l’année 2024 et a donc abouti au retrait de l’autorisation ministérielle de JPME. Dans un communiqué de presse, le gouvernement a précisé que cette décision exceptionnelle avait été prise pour protéger les consommateurs. Lors de la prise d’effet de la décision, le 22 janvier dernier, EDF a pris le relais de la fourniture d’électricité afin de garantir la continuité d’approvisionnement en électricité.

JPME contre-attaque

Si l’État a fait preuve d’une grande fermeté en prenant cette décision, JPME est décidé à ne pas se laisser faire. Dans un communiqué de presse publié le 21 janvier, le fournisseur d’électricité a indiqué contester cette décision. JPME a notamment saisi le tribunal administratif de Paris. Si ce dernier a rejeté la demande de suspension en urgence de l’arrêté, il reconnaît la solidité financière de JPME au 31 décembre 2025, avec notamment un chiffre d’affaires multiplié par quatre en seulement un an et l’absence « de tout risque immédiat de cessation de paiement ou de liquidation ».

À l’inverse, le ministre avait conclu que « les capacités économiques et financières de JPME étaient insuffisantes au regard des exigences prévues par la loi ». L’entreprise indique aussi avoir épongé l’ensemble de ses dettes au dernier jour de l’année 2025, effaçant ainsi une ardoise de 1,14 million d’euros. Difficile de savoir si la décision du ministère sera de nouveau examinée compte tenu de ces nouveaux éléments, ou si les 8 500 clients du fournisseur d’électricité vont bel et bien devoir chercher un autre fournisseur.

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EDF va investir 350 millions d’euros dans son site de Belfort d’ici 2029. L’objectif est de moderniser sa filiale Arabelle Solutions, qui fabrique les turbines éponymes, et créer une nouvelle usine de 20 000 m² pour soutenir le programme de nouveaux réacteurs nucléaires EPR2.

Le groupe EDF confirme officiellement un programme d’investissement industriel de 350 millions d’euros sur son site de Belfort. Cette enveloppe budgétaire sera déployée progressivement jusqu’en 2029 sur les installations d’Arabelle Solutions, filiale spécialisée dans la fabrication de turbines pour réacteurs nucléaires. Les premiers travaux de modernisation industrielle ont débuté en septembre 2024.

Le plan d’investissement d’EDF comprend deux volets stratégiques : la modernisation complète de l’infrastructure de production existante et la construction d’une nouvelle usine de 20 000 m² adjacente au site actuel. Cette extension industrielle doublera la capacité de fabrication de turbines et doit répondre aux besoins du programme EPR2 comme aux projets d’augmentation de puissance des réacteurs nucléaires français existants.

Consolider l’expertise nucléaire française

Arabelle Solutions est devenue filiale d’EDF en 2024 suite au rachat des activités nucléaires de General Electric. L’entreprise nucléaire emploie 3 400 collaborateurs mondialement, avec 1 700 postes sur le site stratégique de Belfort, référence européenne de la fabrication de turbines nucléaires.

Cette acquisition industrielle permet à EDF de contrôler l’intégralité de la chaîne de valeur nucléaire française, des études d’ingénierie à la fabrication des composants critiques. Le site de Belfort concentre 150 ans d’expertise industrielle française dans la mécanique lourde et les technologies nucléaires.

300 à 500 créations d’emplois espérées

Selon EDF, l’investissement doit générer des retombées économiques majeures pour le territoire de Belfort-Montbéliard. Damien Meslot, maire LR de Belfort, anticipe la création de 300 à 500 emplois industriels d’ici cinq ans. L’energéticien dit s’engager à privilégier la sous-traitance locale pour la réalisation des travaux d’extension et de modernisation.

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L’électrification des usages pourrait bien être un sujet majeur de l’année 2025 et de l’année 2026. Selon RTE, si la production électrique suit une évolution encourageante au regard des objectifs de décarbonation, la consommation électrique ne décolle toujours pas. Pour que la France tienne ses engagements en la matière, il va falloir agir rapidement en faveur d’une hausse de la consommation électrique, en particulier pour l’industrie. 

La production d’électricité française est au beau fixe. Après une année 2024 remarquable, EDF a confirmé en produisant près de 544 TWh sur l’année, dont 373 TWh d’origine nucléaire. Les problèmes de corrosion sous contrainte qui avaient conduit à une année 2022 catastrophique en matière de production (279 TWh) semblent désormais loin derrière. Néanmoins, la question de l’énergie reste centrale, en particulier parce que la consommation électrique française est en berne depuis plusieurs années.

Identifier les freins à l’électrification de l’industrie

Les raisons de cette stagnation de la consommation sont multiples. Depuis la crise du Covid, la hausse des coûts de l’électricité a modifié les habitudes des Français et a entaché le dynamisme industriel du pays. Dans le même temps, la voiture électrique peine à se démocratiser, notamment à cause de tarifs trop élevés sur le marché du neuf, de craintes et difficultés d’accès à la recharge pour certains automobilistes.

Dans le domaine de l’industrie, l’électrification des moyens de production ne se concrétise pas, et les nouveaux projets d’envergure ne sont pas assez nombreux. Pour comprendre les mécanismes de cette situation, le gouvernement du Premier ministre Sébastien Lecornu vient de lancer une commission d’enquête parlementaire portant sur « l’identification et la levée des freins à l’électrification des industries ». D’une durée de six mois, cette mission a pour objectif de mettre en évidence les obstacles qui empêchent une électrification de l’industrie française et de proposer des solutions pour y remédier.

Un député habitué aux thématiques de l’énergie

Ce n’est pas un hasard si c’est Raphaël Schellenberger qui a été nommé à la tête de cette commission d’enquête. Le député LR du Haut-Rhin est un habitué du sujet de l’énergie. En 2023 déjà, il avait présidé une enquête parlementaire sur « les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France ». Le rapport de cette enquête avait essuyé de nombreuses critiques sur l’omniprésence de la thématique nucléaire par rapport aux autres modes de production d’énergie et sur la prise en compte presque unique de l’électricité. Malgré ces critiques, le travail fourni avait été unanimement salué, avec près de 150 heures d’auditions conduisant à un rapport de 500 pages.

Récemment, le député a publié une tribune dans les pages du journal Le Point en présentant cinq mesures à adopter « pour renouer avec une stratégie de puissance énergétique ». Parmi ces cinq mesures, l’électrification des usages et en particulier de l’industrie arrive en première position, signe de l’intérêt du député pour cette thématique.

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Pour réduire l’impact environnemental de l’un de ses parcs éoliens, un exploitant français a décidé de jouer la carte de la seconde main. L’un des parcs les plus anciens de France va bénéficier de pales d’occasion, entièrement reconditionnées. 

Après deux décennies de nouvelles installations de parcs éoliens, la question du repowering de parcs existants est de plus en plus fréquente. C’est d’ailleurs le cas pour le parc éolien Sor-Arfons, situé dans le parc naturel du Haut-Languedoc. Pendant près de 16 ans, les 11 éoliennes du site ont bravé des conditions météorologiques exigeantes pour produire de l’électricité décarbonée. Valorem, gestionnaire du site, a décidé de remplacer ces turbines en fin de vie et d’en profiter pour augmenter la puissance du parc. Objectif : une hausse de la production de 20% pour atteindre 70 GWh/an.

Des pales reconditionnées

Pour parvenir à de tels résultats, Valorem a d’ores et déjà commencé à démonter les turbines ainsi que les mats des anciennes éoliennes. Dans un second temps, de nouvelles fondations seront coulées pour recevoir des mâts plus hauts de 10 mètres, pour des éoliennes aux pales plus longues de 5 mètres. L’installation des nouvelles turbines est prévue pour l’automne 2026.

La particularité de ce repowering réside dans le fait que les pales associées à ces nouvelles turbines seront de seconde main. Il s’agit d’une première en France. Ici, pas question de les commander sur Vinted. Les pales arriveront directement de l’usine italienne de Vestas, après avoir été entièrement reconditionnées. Cette étape cruciale consiste à identifier tous les potentiels défauts des pales comme des microfissures, puis à poncer l’ensemble avant d’appliquer un nouveau covering. Cette opération devrait permettre de réduire l’impact environnemental de cette solution et de favoriser une économie circulaire.

Favoriser l’économie circulaire

Alors que la fin de vie des parcs éoliens est parfois pointée du doigt, Valorem a décidé de faire de son parc Sor-Arfons un exemple de circularité. Tous les composants qui le composent seront traités et recyclés. D’abord, les mâts des éoliennes ainsi que les aciers des fondations devraient être fondus puis réutilisés. Le béton des fondations doit être concassé, puis réutilisé directement sur site pour former les pistes et les plateformes des nouvelles installations.

Sur la totalité des nacelles, six d’entre elles seront installées sur un autre parc, tandis que quatre seront découpées sur place avant d’être triées et recyclées. Enfin, Valorem a décidé d’offrir la onzième nacelle à un lycée professionnel pour la formation des étudiants. Enfin, la majorité des pales devrait servir à faire du mobilier ainsi que du mobilier urbain.

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Campus IA et RTE ont annoncé la signature d’un contrat de raccordement accéléré au réseau électrique pour l’implantation d’un campus d’infrastructures numériques à Fouju, en Seine-et-Marne. Cet accord stratégique prévoit la mise à disposition d’une puissance électrique exceptionnelle : un premier palier de 240 MW dès fin 2027, suivi d’un second de 700 MW avant fin 2029, avec une capacité maximale pouvant atteindre 1 400 MW à terme.

Ce projet porté par un consortium réunissant MGX, Bpifrance, Mistral AI et NVIDIA, ambitionne de faire de la France le fer de lance des infrastructures d’intelligence artificielle en Europe. Campus IA se veut le premier campus européen entièrement dédié aux infrastructures de calcul haute performance et aux services liés à l’IA, avec en toile de fond, la souveraineté numérique.

L’accord marque une première historique pour RTE avec l’activation de la procédure de raccordement « Fast track », annoncée lors du sommet pour l’action sur l’intelligence artificielle de février 2025 et validée par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) au printemps. Cette procédure exceptionnelle, réservée à un nombre limité de sites stratégiques, permet d’accélérer le déploiement d’installations nécessitant une puissance électrique considérable. C’est le cas du projet Campus IA, qui pourrait atteindre un maximum de 1 400 MW, soit l’équivalent d’un réacteur nucléaire.

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Après s’être lancé dans l’éolien offshore, Samsung étend désormais ses ambitions au nucléaire flottant. Le groupe sud-coréen travaille sur une nouvelle plateforme maritime dédiée aux petits réacteurs modulaires (SMR), un projet qui vient de franchir une grande étape avec l’obtention d’une importante approbation.

Et si l’avenir du nucléaire passait par les océans ? De plus en plus de pays s’intéressent désormais au développement de centrales nucléaires en mer. Ces installations flottantes offrent plusieurs atouts : elles peuvent alimenter en électricité des zones côtières, des territoires insulaires ou des régions isolées, mais aussi répondre aux besoins énergétiques de sites industriels offshore. Pilotables et bas-carbone, elles constituent également une source de chaleur industrielle, notamment pour des projets tels que le dessalement de l’eau de mer ou la production d’hydrogène.

Dans ce contexte, un nouveau marché est ainsi en train d’émerger. Et Samsung, à travers sa filiale Samsung heavy industries (SHI), entend s’y positionner comme un futur grand acteur. L’entreprise a développé une plateforme flottante capable d’accueillir deux réacteurs modulaires appelés SMART100, conçus par l’Institut coréen de recherche sur l’énergie atomique (KAERI). Encore très loin de la commercialisation, le projet semble en bonne voie. Ce début d’année, la technologie a reçu une approbation de principe de l’American bureau of shipping, une société de classification maritime qualifiée dans la certification des navires, des plateformes offshore ou des unités flottantes.

À quoi sert une approbation de principe ?

Cette approbation ne vaut toutefois ni autorisation de construction ni feu vert pour l’exploitation. Elle valide plutôt la faisabilité globale du concept. Concrètement, elle confirme que la solution proposée est techniquement cohérente et qu’elle peut, en théorie, être développée dans le respect des exigences de sûreté et de conception en vigueur. Ce document permettra de crédibiliser la démarche de Samsung auprès de ses futurs partenaires industriels, des investisseurs et des autorités de régulation.

Plusieurs étapes réglementaires restent encore à franchir avant toute mise en chantier. Une fois ces autorisations obtenues, SHI, en tant que concepteur de la structure flottante, sera chargé de développer le système de confinement à barrières multiples et d’assurer l’intégration des réacteurs au sein de la plateforme. KAERI, de son côté, fournit la technologie nucléaire. Les réacteurs SMART100 affichent une puissance thermique de 365 MW et une puissance électrique de 110 MW chacun.

Une plateforme flexible

Dans une optique de commercialisation, Samsung a misé sur la flexibilité. La plateforme a été pensée pour pouvoir accueillir différents modèles de réacteurs nucléaires, et pas uniquement le SMART100. Cette adaptabilité est assurée grâce à une architecture compartimentée, où chaque fonction (réacteur, production d’électricité, systèmes de sûreté) est isolée dans un module dédié. En pratique, seul le compartiment abritant le réacteur doit être modifié pour intégrer un autre SMR, le reste de la plateforme restant inchangé.

Reste maintenant à savoir si ces fameux SMR flottants parviendront à franchir les obstacles réglementaires et économiques pour passer du stade du concept à celui d’une solution industrielle à grande échelle.

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La Cour des comptes regrette que la géothermie ne représente que quelques miettes du mix énergétique et donne ses préconisations.

La géothermie coche toutes les cases de la transition énergétique : locale, renouvelable, décarbonée et disponible en continu. Pourtant, elle ne représente encore qu’un pourcent de la consommation finale de chaleur en France et 5,5 % de la production thermique des réseaux en 2023. C’est le constat sévère de la Cour des comptes dans son rapport publié le 13 janvier. Selon les Sages de la rue Cambon, les aides publiques ne suffisent pas, en l’état, à lever les freins structurels qui empêchent la filière de décoller.

La géothermie profonde privilégiée

La géothermie de surface, une technique d’exploitation du sous-sol jusqu’à 200 m pour produire chaleur et froid, reste marginale même dans le logement collectif. Ses performances énergétiques et environnementales sont louables mais le triplement de sa production d’ici 2035 apparaît « peu réaliste » sans simplification des règles et sécurisation juridique des investissements, juge la Cour.

La géothermie profonde, elle qui alimente les réseaux de chaleur urbains, est considérée par la Cour comme technologiquement mature et compétitive. Pourtant, ses coûts initiaux (un Capex jusqu’à 16 millions d’euros par projet) et l’incertitude sur la ressource géologique la ralentissent. Les délais administratifs sont souvent longs et compliqués par des décisions récentes du Conseil d’État.

Pour relancer la filière, la Cour préconise plusieurs actions.  Repenser les aides financières, clarifier la couverture des risques liés aux forages et renforcer la connaissance du sous-sol. Elle recommande aussi de mobiliser des innovations déjà matures : boucles d’eau tempérée, stockage thermique souterrain, valorisation des saumures et extension des réseaux de chaleur au froid. Ces leviers permettraient d’améliorer la rentabilité des projets et l’efficacité des soutiens publics.

Dans les territoires ultramarins, un gisement très intéressant

Et même si la géothermie est quasi inexistante en métropole, c’est ultra-stratégique pour les territoires ultramarins. En Guadeloupe et à La Réunion, les centrales produisent déjà de l’électricité décarbonée à faible coût. La Cour souligne la nécessité d’adapter la couverture du risque de forage outre-mer pour exploiter pleinement ce potentiel.

Dans sa réponse à la Cour de Comptes, la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) reconnaît les constats, on peut dire alarmants, du rapport sur la géothermie tout en présentant, quand même, les mesures déjà engagées pour lever les freins à son développement. Le plan d’action national géothermie, lancé en 2023, pour renforcer les capacités de forage, l’adaptation du cadre réglementaire, le soutien des porteurs de projets et la promotion de la géothermie outre-mer et à l’export, voilà quelques exemples.

La DGEC tient à souligner que certaines recommandations de la Cour sont déjà mises en œuvre, notamment le relèvement à 2 MW du seuil de minime importance, le réaménagement du fonds de garantie et la révision du dispositif de couverture du risque de forage.

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Veolia affirme que l’Europe a un gisement énergétique à exploiter à partir des déchets. Nous serions assis sur une montagne de déchets équivalente à la production nucléaire mondiale.

Lors d’une conférence organisée par l’Association des journalistes de l’énergie, Estelle Brachlianoff, CEO de Veolia, a voulu marquer les esprits avec cette affirmation : l’Union européenne disposerait d’un potentiel théorique de 400 gigawatts (GW) d’énergie de récupération — chaleur des eaux usées, incinération de déchets non recyclables, biogaz, chaleur fatale industrielle. Pour montrer l’ampleur du gisement encore inexploité dans l’économie circulaire européenne, elle compare cette puissance à la puissance nucléaire installée mondiale.

C’est bien sûr le gisement le plus large considéré. Il ne se cantonne pas aux seules unités d’incinération classiques, il y a d’autres formes d’énergie de récupération.

Sur son site, Veolia détaille ces autres procédés moins connus : transformation des déchets ménagers en électricité et en chaleur, valorisation du biogaz issu des installations de stockage et des boues d’épuration, production et valorisation des combustibles solides de récupération (CSR) et conversion de ces flux en chaleur utile pour des réseaux de chauffage urbain ou des process industriels.

Des « boucles locales d’énergie décarbonante »

C’est un argument vertueux qu’avance Véolia : se passer d’énergies fossiles en valorisant l’énergie sinon perdue sous forme de « boucles locales d’énergie décarbonante » qui peuvent réduire le rythme des émissions de gaz à effet de serre.

Pour mesurer ce potentiel, il faut distinguer capacités installées et production effective annuelle. Les 400 GW évoqués par Mme. Brachlianoff représentent une capacité maximale théorique, pas une production garantie. Par exemple, la valorisation du biogaz issu de déchets enfouis génère, selon elle, plusieurs centaines de milliers de MWh par an.

Un exemple déjà en service en France

Il existe des exemples comme en Gironde, où le Pôle d’écologie industrielle de Lapouyade, opéré par Veolia, est devenu un site de valorisation énergétique en France. Depuis 2015, il convertit des déchets locaux non recyclables en biogaz et injecte environ 45 000 mégawattheures (MWh/an) d’électricité dans le réseau, c’est l’équivalent de la consommation électrique de plus de 20 000 habitants, tout en produisant de la chaleur pour des serres agricoles.

Ce site ne se contente plus de produire de l’énergie : il participe désormais à la flexibilité du réseau électrique national, en modulant sa production en temps réel selon les besoins du gestionnaire de réseau, et il est rémunéré pour cela.

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Sujet majeur de ces dernières années, l’intelligence artificielle pose autant de questions éthiques que d’interrogations sur la consommation d’énergie. L’ADEME vient de dévoiler son dernier rapport sur la possible consommation électrique des datacenters en France à l’horizon 2060. Selon la tendance actuelle, leur consommation pourrait exploser d’ici 2035.

Depuis quelques années, data center et consommation électrique sont désormais indissociables. En pleine expansion, notamment du fait du boom de l’intelligence artificielle, le secteur du numérique est l’un de ceux qui grandit le plus, notamment en termes de besoins électriques. C’est également le cas en France. Pour faire le point sur la situation et envisager l’avenir, l’ADEME a édité une prospective d’évolution des consommations des centres de données en France entre 2024 et 2060.

Cinq scénarios aux prévisions très différentes

Le constat actuel est déjà saisissant. Les datacenters ont représenté une consommation de 415 TWh à travers le monde, soit seulement 34 TWh de moins que la consommation de la France. En parlant de l’Hexagone, le pays cumule 352 centres de données pour une consommation frôlant les 10 TWh. La consommation associée aux requêtes externalisées à l’étranger représente 14 TWh supplémentaires. Dans son rapport, l’ADEME a cherché à anticiper la consommation de ce secteur en 2035 puis en 2060, à travers 5 scénarios.

Scénario tendanciel 

Consommation électrique (France + import) 2024 : 23,71 TWh

Consommation électrique 2035 :  105,25 TWh

Consommation électrique 2060 :  298,55 TWh

Ce scénario montre une évolution de la consommation électrique si les tendances actuelles se maintiennent, à savoir forte croissance principalement liée à l’IA, et tendance à la construction de très grands centres de données.

Scénario « génération frugale »

Consommation électrique 2024 : 23,71 TWh

Consommation électrique 2035 :  22,12 TWh

Consommation électrique 2060 :  5,01 TWh

Ce scénario envisage la mise en place de politiques environnementales contraignantes et une sobriété de l’usage du numérique. Cela se traduit par une consommation nettement moins élevée des Français.

Scénario « coopérations territoriales »

Consommation électrique 2024 : 23,71 TWh

Consommation électrique 2035 : 29,46 TWh

Consommation électrique 2060 : 14,56 TWh

Dans ce scénario, les pouvoirs publics facilitent l’adoption de pratiques plus sobres sans restriction sur la liberté de connexion. Ici, les projets de centres de données sont adaptés aux besoins des territoires avec une incitation à prioriser les usages prioritaires, notamment ceux qui sont bénéfiques pour la santé, l’environnement et la société.

Scénario « technologies vertes »

Consommation électrique 2024 : 23,71 TWh

Consommation électrique 2035 : 61,67 TWh

Consommation électrique 2060 : 112,59 TWh

Ici, les centres de données sont considérés comme l’un des piliers de la stratégie de transition énergétique. Dans ce scénario, l’innovation technologique est favorisée pour réduire les émissions des autres secteurs. Ici, les pouvoirs publics incitent à la construction de centres de données sur le territoire dans un objectif de souveraineté numérique. L’État profite également du mix électrique largement décarboné du pays.

Scénario « pari réparateur »

Consommation électrique 2024 : 23,71 TWh

Consommation électrique 2035 : 110,35 TWh

Consommation électrique 2060 : 348,41 TWh

Pouvant être considéré comme utopiste, ce scénario imagine qu’un mode de vie identique soit conservé grâce à une compensation des impacts par l’innovation technologique. Dans ce scénario, la souveraineté numérique est imaginée à l’échelle européenne et non pas française.

Une consommation difficile à prévoir

De son côté, RTE a déjà réfléchi à la question, particulièrement pour ses scénarios de décarbonation présentés en décembre 2025, à l’occasion du bilan prévisionnel de l’année. Le gestionnaire de réseau a estimé une hausse de consommation de l’ordre de 10 TWh d’ici 2030. Mais il a également rappelé qu’il était très difficile de prévoir quelle serait la consommation de ce type d’infrastructure à moyen et long terme. RTE a ainsi rappelé qu’actuellement, les datacenters déjà raccordés n’utilisent que 20% en moyenne de leur puissance contractuelle de raccordement.

L’article La consommation des centres de données pourrait être multipliée par 3,7 en moins de 10 ans est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

À peine plus d’un centime d’euro le kilowattheure : c’est le prix auquel est descendu Engie pour vendre l’électricité de sa plus grande centrale solaire aux Émirats arabes unis.

Engie vient de sécuriser, avec un consortium de sept banques, le financement de ce qu’il présente comme son plus grand projet photovoltaïque au monde. La centrale de Khazna, d’une puissance de 1,5 gigawatt (GW), située entre Abou Dhabi et Al Aïn, aux Émirats arabes unis, vendra sa production d’électricité pendant 30 ans à l’entreprise nationale de l’eau et de l’électricité (EWEC) au prix de 14,59 $/MWh (soit 0,012 €/kWh au taux de change actuel). Ce tarif est extrêmement bas, mais aligné avec les conditions régionales où il y a un fort rayonnement solaire et une main-d’œuvre moins chère qu’en Europe.

À titre de comparaison, un PPA (contrat de gré à gré) français est autour de 60-70 €/MWh, soit 6 à 7 centimes d’euro le kWh. Ce chiffre fait tourner la tête : trois millions de panneaux solaires seront fournis par le chinois Longi et l’approvisionnement et la construction (EPC) seront réalisés par PowerChina. Engie ne souhaite pas s’arrêter là et développer d’autres projets photovoltaïques de plus de 800 MW en Arabie saoudite, aux Émirats et au Maroc.

Des centrales gigantesque et un marché prolifique pour Engie

La centrale de Khazna est codétenue avec Masdar, le développeur-renouvelable filiale de la compagnie pétrolière nationale Adnoc avec Mubadala et l’énergéticien Taqa. Conformément aux pratiques locales, Masdar détient 60 % du projet et les partenaires étrangers, dont Engie, disposent des 40 % restants. Les deux acteurs exploiteront ensemble la centrale pour livraison en 2028.

Si le projet ne prévoit pas de stockage par batteries, il y en aura dans d’autres appels d’offres. La centrale de Khazna ne fait pas partie du pharaonique projet mené par Masdar et Ewec qui prévoit par exemple d’associer 5 GW de solaire à 19 GWh de batteries, en mode baseload (mode de production 24h/24). Engie est en charge de 20 centrales à gaz et d’un réseau de refroidissement.

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Les lignes électriques sont un composant indispensable de l’infrastructure électrique. Et une négligence peut causer des désastres. Or leur entretien représente des coûts très importants. Il faut donc trouver des solutions. Et c’est là où les drones alliés à l’intelligence artificielle peuvent trouver une place originale.

Novembre 2018. Le Camp Fire frappe durement la Californie. Il s’agit de l’incendie le plus destructeur et le plus meurtrier de l’État américain. Le mégafeu ravage soixante-deux mille hectares, conduit à évacuer 50 000 personnes et cause la mort de 85 personnes.

En cause : une ligne électrique mal entretenue dans le Feather Riwer Canyon, qui tombe sous l’effet de vents forts. La société Pacific Gas and Electric Company (PG&E) plaide coupable. Elle se déclare en faillite en 2019. Elle est finalement sauvée en 2020. Non sans avoir procédé à d’importants travaux de débroussaillage et de réparation. Mais en 2021, c’est un autre feu, le Dixie Fire, qui frappe la Californie. Un scénario proche : un arbre chute sur un câble électrique. Près de quatre cent mille hectares partent en fumée.

La difficile inspection des lignes électriques

Le mauvais entretien des lignes de transport électrique est une cause importante d’incendies, notamment dans les vastes territoires comme ceux des États-Unis ou de l’Australie. Car leur inspection selon des moyens traditionnels est très coûteuse : elle nécessite des équipes au sol, des camions nacelle, voire des hélicoptères. Inspecter les lignes prend, avec ces moyens, beaucoup de temps.

Mais la société Nomadic Drones a une solution. Il s’agit de drones autonomes dotés de capteurs et de caméras à haute résolution. Une solution au premier abord évidente, mais qui présente une difficulté importante : comment recharger les drones au milieu d’immenses territoires sauvages ? La startup a une astuce : les drones sont dotés d’un système de rechargement par induction capable de s’interfacer directement avec les câbles électriques qu’ils ont pour charge de surveiller.

Une solution en cours de test en Europe

Ainsi, perché sur son câble, qui l’alimente en énergie et lui fournit un point de vue en hauteur, ce drôle d’oiseau mécanique peut réaliser de très longues missions d’inspection des lignes de transport électrique. Des logiciels d’intelligence artificielle analysent les données et les images, lui permettent d’agir de manière automatique et d’alerter en cas de dysfonctionnement.

Un prototype est aujourd’hui en test dans la région de Munich, en Allemagne, pour la société Westnetz. Et des tests sont prévus prochainement en Californie – où pour le moment, des réglementations relatives aux vols de drones posent encore des difficultés.

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L’Europe aurait dû être le leader mondial de l’électrification, mais elle ne l’est pas. C’est le constat sévère dressé par le directeur de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), qui alerte sur le retard pris par l’Union européenne dans l’électrification.

Fatih Birol n’a pas gardé sa langue dans sa poche lors d’une conférence en Suède. « Nous entrons dans l’ère de l’électricité et, à mon avis, l’Europe devrait en être le leader […] je suis désolé de vous dire que nous en sommes loin », a-t-il annoncé. Il tance l’UE d’aller trop lentement dans l’électrification de son économie. Alors que le mix énergétique européen est aujourd’hui très carboné, l’électricité qui est une solution à sa décarbonation ne représente encore que 20 % de la consommation énergétique totale de l’UE contre 32 % en Chine.

Un écart qui en dit long. Car l’électrification n’est pas qu’une question climatique : elle conditionne la compétitivité industrielle, la souveraineté énergétique et la capacité à sortir des énergies fossiles importées. Sur tous ces fronts, l’Europe avance trop lentement.

Trop de pétrole pour les transports, trop de gaz pour le chauffage

Depuis dix ans, la part de l’électricité dans la consommation énergétique européenne stagne. Transports encore largement dépendants du pétrole, chauffage au gaz omniprésent, industrie lourde difficile à convertir : les usages évoluent, mais trop doucement. Pendant ce temps, la Chine électrifie à marche forcée ses transports, ses usines et ses bâtiments, tout en investissant massivement dans les réseaux et les capacités de production bas carbone.

Pour l’agence internationale de l’énergie (AIE), le risque est clair lance-t-elle : à force d’hésitations politiques, l’Europe pourrait rater le virage industriel de la transition énergétique. Les technologies clés — batteries, véhicules électriques, électrolyseurs, pompes à chaleur — sont déjà dominées par des acteurs asiatiques alors que les États européens peinent à coordonner leurs stratégies et à sécuriser les investissements nécessaires.

La production électrique avance mais pas son usage

Et de poursuivre avec un paradoxe : l’Union européenne a réussi sa transition du côté de la production électrique avec une montée en puissance rapide de l’éolien et du solaire. Mais elle échoue à transformer cette électricité propre en usages concrets. Sans électrification massive des bâtiments, des transports et de l’industrie, la baisse des émissions restera trop lente pour atteindre la neutralité carbone en 2050.

Le message est clair : envoyer depuis l’autre bout de l’Europe, l’AIE pour l’UE à accélérer, maintenant. Cela implique de lever les freins réglementaires, d’investir dans des réseaux électriques robustes, d’envoyer des signaux économiques clairs aux industriels et de cesser de traiter l’électrification comme un simple sujet technique.

Alors que le gouvernement planche sur un grand plan d’électrification et que le décret de la stratégie nationale bas carbone 3 (SNBC 3) n’est toujours pas paru (pour fixer la trajectoire de déploiement de véhicules électriques…), l’AIE pousse à appuyer sur la pédale d’accélérateur.

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Le géant allemand du hard-discount propose depuis quelques années des produits énergétiques : kits solaires, thermostats, chargeurs et bornes pour véhicules électriques, entre autres. Certains de ces produits sont actuellement vendus avec des rabais significatifs à l’occasion des soldes d’hiver 2026. Voici lesquels.

Un kit solaire de balcon à moins de 300 euros

Le kit station solaire TRONIC TSBK 400 A1 permet aux citadins de transformer leur balcon en mini-centrale photovoltaïque. Mini, car la puissance installée n’est pas très élevée : 370 Wc maximum, grâce à deux panneaux Topcon de 185 W de 1,7 m × 1,1 m, associés à un micro-onduleur connecté en Wifi de 400 W. En promotion à 279 € contre 349 € habituellement (soit -20 %), ce système se branche directement sur une prise électrique classique (attention à vérifier qu’elle est correctement câblée, en direct sur le tableau électrique). Il est fourni avec les fixations nécessaires à une installation sur garde-corps.

Cette installation peut générer entre 1,8 et 2,2 kilowattheures par jour dans des conditions optimales, permettant des économies annuelles d’une petite centaine d’euros, soit un amortissement qui peut être espéré en environ 3 ans. La surveillance s’effectue via l’application Lidl Home pour un suivi en temps réel. Nous avions déjà testé un petit kit solaire commercialisé par Lidl en 2023 (lire notre test).

Un chargeur solaire nomade soldé à -30 %

Le chargeur solaire pliable TRONIC 100W passe de 169 à 118,30 € (soit -30 %). Ce panneau compact intègre quatre cellules monocristallines délivrant jusqu’à 100 watts de puissance dans des conditions optimales. Il intègre un port USB-A et un port USB-C pour recharger directement des smartphones (entre autres), mais aussi un port DC5521 et XT60 pour brancher des appareils spécifiques comme des batteries.

Équipé de pieds réglables pour ajuster l’inclinaison, de boucles de suspension et d’une poignée de transport, il s’avère idéal pour les randonnées, le camping ou comme solution de secours.

Un câble de recharge domestique pour voiture électrique à 79 euros

Le chargeur Ultimate Speed pour véhicules électriques, normalement à 159 €, bénéficie d’une réduction de 50 % à l’occasion des soldes, soit un tarif final de 79 €. Ce chargeur portable se branche sur une prise secteur et délivre un maximum de 1,8 kW (8 A) avec un câble de 5 mètres et connecteur type 2. La puissance est franchement modeste, mais chargeur peut rendre bien des services en permettant de recharger (très lentement) sa voiture électrique sur n’importe quelle prise domestique sans faire disjoncter l’installation. Comptez une centaine de kilomètres d’autonomie récupérée en une nuit (10 h) contre 400 km pour une wallbox 7,4 kW.

L’écran couleur affiche en temps réel la puissance, le temps et l’énergie totale rechargée. Certifié IP65 contre les jets d’eau, il intègre protection contre la surchauffe et reprise automatique après coupure. Pesant 2,8 kg, ce câble d’appoint se transporte facilement.

Un thermostat de radiateur électronique à moins de 10 euros

La tête thermostatique électronique Silvercrest chute à 7,19 € au lieu de 11,99 € (-40%). Ce thermostat n’est pas connecté, mais il est programmable électroniquement, avec neuf périodes réglables par jour, et promet jusqu’à 30% de réduction sur les frais de chauffage. Compatible avec la plupart des radiateurs grâce aux adaptateurs Danfoss fournis, il offre détection fenêtre ouverte, fonction boost, sécurité enfants et réglage automatique heure d’été/ heure d’hiver. Alimenté par deux piles AA incluses, il pèse seulement 168 g. Une solution low-tech pour mieux gérer le chauffage lorsqu’on dispose d’une chaudière centrale (fioul, gaz, bois, pompe à chaleur, par exemple).

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Composant essentiel des panneaux photovoltaïques, l’argent a un défaut majeur : c’est un matériau rare et de plus en plus cher. Pour maintenir une production toujours plus importante de panneaux, l’un des plus grands fabricants au monde a pris une décision radicale : supprimer l’argent de ses modèles photovoltaïques. 

Le fabricant LONGi vient d’annoncer vouloir entièrement remplacer l’argent de ses panneaux solaires par du cuivre dès le deuxième trimestre 2026. Cette annonce fait suite à une montée considérable du cours de l’argent. Ce dernier se fait de plus en plus rare tandis que la pression industrielle augmente, en particulier pour la fabrication de panneaux photovoltaïques. En parallèle, il reste une valeur refuge particulièrement recherchée dans un contexte géopolitique incertain. Sa valeur, relativement stable entre 2021 et 2023, restait sous la barre des 25 dollars. Mais depuis, elle ne fait qu’augmenter. 2025 a été marquée par une envolée historique atteignant un record de 89 dollars en ce début d’année.

Une étude récente a d’ailleurs été menée sur le sujet par l’université de Gand et le centre de recherche d’Engie. Les chercheurs ont constaté que la demande mondiale d’argent pourrait atteindre près de 50 000 tonnes d’ici la fin de la décennie, alors que les capacités de production pourraient ne pas dépasser les 34 000 tonnes. Dans ce contexte, difficile d’imaginer une baisse de la valeur de l’argent.

Remplacer l’argent par du cuivre, un véritable défi technologique

Du fait de cette hausse de prix, selon BloombergNEF, l’argent représenterait actuellement 14% du prix d’un panneau photovoltaïque contre seulement 5 % il y a 2 ans.

Pour éviter ce coup, LONGi a choisi de recourir au cuivre. En plus d’être 3 000 fois plus disponible et 100 fois moins cher que l’argent, le cuivre a l’avantage de présenter une conductivité électrique similaire. Néanmoins, il a deux inconvénients principaux. D’abord, sa réactivité chimique et physique peut altérer les propriétés électriques du silicium, pouvant ainsi réduire les performances des cellules photovoltaïques. En parallèle, le cuivre est beaucoup plus sujet à l’oxydation et à la corrosion que l’argent, ce qui pose des problèmes pour la longévité des panneaux.

LONGi a l’avantage de produire des cellules à contact arrière qui sont compatibles avec l’utilisation exclusive de cuivre. Néanmoins, les cellules TOPcon, qui sont les plus répandues, ne sont pas (encore) adaptées à une fabrication sans argent.

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

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

Un bail de 70 ans au lieu d’une concession

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

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

L’État reste seul et unique propriétaire des barrages

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

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

Les investissements débloqués

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

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

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

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

Un simulateur très sommaire

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

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

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

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

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

Qu’en pense la France ?

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

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

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

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

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

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

Le grisou, oui. Le gaz de couche, non

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Des STEP en forme olympique

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

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

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

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