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.

L’article Dette monstrueuse, retards de paiement : ce fournisseur d’électricité perd son agrément est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

L’article Cette enquête parlementaire veut permettre l’accélération de l’électrification de l’industrie française est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

L’article Ce parc éolien va être équipé de pales de seconde main est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

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.

L’article Il n’y aura plus d’argent dans les panneaux solaires de ce fabricant chinois est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

L’article Le grisou des anciennes mines françaises chauffera des milliers de logements est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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

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

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

Un début de monopole chinois ?

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

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

L’article Nucléaire : le premier mini-réacteur SMR au monde devrait démarrer en 2026 en Chine est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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

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

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

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

Une solution appelée LifePAC

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

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

L’article Cette entreprise française régénère des pompes à chaleur vieilles de 30 ans est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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

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

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

La consommation électrique toujours en berne

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

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

L’article La France atomise (encore) son record d’exportation d’électricité annuel est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La France et l’Europe continuent d’accélérer sur le recyclage des aimants et la réutilisation des terres rares. Objectif : se défaire progressivement du monopole chinois.

Une nouvelle ligne pilote de recyclage d’aimants permanents vient d’être inaugurée par Orano et le CEA à Grenoble. À la pointe de la technologie, cette ligne a un objectif ambitieux : recycler des aimants aux propriétés et aux caractéristiques hétérogènes, pour produire des aimants haute performance. Le défi est de taille, car il faut pouvoir garantir une pureté et une homogénéité parfaite des alliages. Le procédé développé innove sur un point précis : il doit permettre la réutilisation de la matière magnétique sans la dissocier chimiquement. Cette méthode a l’avantage de limiter l’impact environnemental du recyclage, tant du point de vue énergétique qu’en termes de consommation d’eau.

Parmi les types d’aimants qui devraient être fabriqués par cette ligne de production, on peut citer le NdFeB (Neodyme-Fer-Bore), considéré comme l’aimant le plus puissant disponible à ce jour. Sa densité élevée en fait un choix idéal pour les moteurs des voitures électriques, des drones ou des robots. On le retrouve également dans la turbine des éoliennes de dernière génération.

Réduire la dépendance à la Chine

Ce projet revêt un rôle stratégique majeur pour l’indépendance énergétique de la France et de l’Europe. À l’heure actuelle, la production des terres rares et des aimants est très largement concentrée en Chine. Or, depuis avril, la Chine a décidé d’en restreindre l’exportation. En conséquence, le développement de filières de recyclage performantes constitue un levier incontournable pour permettre à l’Europe de ne pas être freinée dans sa transition énergétique.

Cette ligne pilote devrait contribuer à deux consortiums européens : Magellan, appuyé par le programme Horizon Europe, et Magnolia, encouragé par France Relance et BPI France. D’ailleurs, dans l’Hexagone, d’autres projets industriels vont aider la France à augmenter son indépendance énergétique. C’est le cas de l’usine Caremag, en construction dans les Pyrénées-Atlantiques, ou de la nouvelle ligne de traitement de Rhodia Opérations La Rochelle, en Charente-Maritime.

L’article Ces géants français veulent recycler les aimants permanents pour ne plus dépendre de la Chine est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Plus que jamais, l’année « solaire » 2026 sera placée sous le signe de l’autoconsommation. L’État continue de limiter ses aides à l’investissement sur le sujet, et ne fait que baisser le prix de revente de l’électricité photovoltaïque. 

La chute est moins brutale qu’en mars 2025, mais la dynamique reste la même. En dévoilant les nouveaux arrêtés tarifaires du photovoltaïque en France, le gouvernement maintient sa position et continue d’encourager l’autoconsommation stricte plutôt que la revente d’électricité. Reste à savoir si cette dynamique risque de freiner le déploiement de nouvelles centrales photovoltaïques de petite et moyenne puissance.

La prime à l’autoconsommation chute

Il y a encore un an, la prime à l’investissement atteignait 22 centimes par watt-crête (Wc) pour les installations de 3 kWc ou moins et 16 centimes par Wc pour les installations d’une puissance comprise entre 3 kWc et 9 kWc. Depuis la mise à jour du 27 mars 2025, ces tarifs n’ont pas évolué et sont maintenus à 8 centimes par Wc pour toute installation de moins de 9 kWc.

En revanche, au premier trimestre 2026, la prime baisse de 2 centimes par Wc pour les installations solaires comprises entre 9 kWc et 36 kWc, et de 1 centime pour les installations de 36 kWc à 100 kWc. Cela représente respectivement une baisse de 5 centimes et de 3 centimes par Wc en un an. Cela représente tout de même un manque à gagner de 1 800 € pour une centrale de 36 kWc et de 3 000 € pour une centrale de 100 kWc.

Les tarifs de revente réduits à peau de chagrin

En ce qui concerne les tarifs de revente, la situation est très similaire. On ne constate aucune évolution pour les centrales de moins de 9 kWc par rapport au trimestre précédent, avec un tarif de revente toujours fixé à 0,04 €/kWh (mais qui s’élevait à 0,1269 €/kWh il y a un an).

En revanche, la situation continue de s’aggraver pour les centrales de plus grande puissance. Au 1ᵉʳ janvier 2026, le tarif de revente passe de 0,0617 €/kWh à 0,0536 €/kWh. Avant le 27 mars dernier, ce tarif était encore affiché à 0,0761 €/kWh.

Selon toute probabilité, cette baisse de la prime à l’investissement et du tarif de revente devrait se maintenir dans les mois à venir. Ainsi, il semble que le secteur du photovoltaïque pour les particuliers se tourne plus que jamais vers l’autoconsommation stricte, notamment grâce à la mise en œuvre de batteries permettant de mieux utiliser la production solaire. À l’échelle nationale, cette stratégie devrait permettre de reporter l’installation de solutions de stockage d’énergie à l’échelle des producteurs d’électricité. En conséquence, EDF aura moins à composer avec un pic de production en milieu de journée toujours plus important.

L’article Panneaux solaires : voici les nouveaux tarifs de revente de l’électricité au 1er trimestre 2026 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Faire du neuf avec du vieux. C’est, en résumé, ce qu’EDF compte faire avec son parc nucléaire français, en attendant la construction puis la mise en service des futurs EPR2. Si les réacteurs de 900 MWe sont visés, ceux de 1300 MWe pourraient également être modernisés. 

EDF s’est fixé l’ambitieux objectif de produire 400 térawattheures (TWh) d’électricité par an d’ici 2030. Mais pour y parvenir, il ne pourra pas compter sur ses futurs EPR2, qui ne devraient pas être mis en service avant 2038. Heureusement, Bernard Fontana, président de l’énergéticien national, a un plan : augmenter la puissance des plus anciens réacteurs nucléaires français, qui plafonnent actuellement à 900 mégawatts électriques (MWe). Il a ainsi fait valider un plan d’investissement auprès du Conseil d’administration, visant à augmenter la puissance de 11 de ces réacteurs.

Ici, pas question de toucher à l’îlot nucléaire. L’opération consiste à remplacer les ailettes des turbines pour obtenir une meilleure conversion chaleur/électricité. Cette optimisation de l’arbre du groupe turboalternateur devrait permettre une hausse de puissance de l’ordre de 35 MWe par réacteur. Les travaux devraient être confiés à Arabelle Solutions.

Ce retrofit n’est pas une nouveauté. Entre 1999 et 2015, EDF a déjà réalisé ce type de travaux sur 9 des 18 réacteurs du palier CP1, engagé en 1974. Après 2015, EDF n’avait pas pu poursuivre la modernisation de ses turbines à cause de l’adoption de la loi de transition énergétique pour la croissance verte, qui limitait la puissance du parc nucléaire français à 63,2 GW. Finalement, l’abrogation de cette loi en 2022 a permis à EDF de retravailler sur le sujet.

La même chose pour les réacteurs de 1300 MWe ?

Si ce type d’opération n’est possible que pour les réacteurs de 900 MWe, EDF envisage également d’optimiser la puissance des réacteurs de 1300 MWe. Beaucoup plus complexe, l’opération consiste à intervenir sur la puissance thermique de la chaudière, afin de délivrer plus d’eau chaude et donc transmettre plus de vapeur aux turbines. On parle d’une augmentation de puissance de 300 MWth, pour un gain d’environ 90 MWe.

Les conséquences de cette modification de chaudière sont plus importantes que le simple changement d’ailettes. De ce fait, il faudrait mettre en place une nouvelle gestion du combustible pour maintenir une campagne de rechargement tous les 18 mois. Si le projet va plus loin, il nécessitera une collaboration avec l’ASNR.

L’article Comment EDF veut augmenter la puissance de ses vieux réacteurs nucléaires est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La nouvelle année commence mal pour la rénovation énergétique. Faute de budget voté, le programme MaPrimeRenov’ est suspendu pour une durée indéterminée.

Depuis le 1ᵉʳ janvier, le dispositif d’aide à la rénovation MaPrimeRenov’ est suspendu pour une durée indéterminée. Cette nouvelle a été annoncée par le ministre du Logement Vincent Jeanbrun sur France 3. « Je l’avais dit : pas de budget, pas de guichet », avait-il déclaré. Pourtant, une loi devrait bel et bien être votée pour combler l’absence de budget pour la nouvelle année. Mais cette loi ne concerne que les dépenses contractuelles, ce qui exclut MaPrimeRenov’.

Cette mauvaise nouvelle ne fait que rallonger la liste des difficultés rencontrées autour du dispositif. Déjà, l’année 2025 avait mal commencé puisque les dossiers traités après le 1ᵉʳ janvier 2025 avaient connu des retards de versement. Si le premier semestre 2025 s’était déroulé correctement, la situation s’est compliquée à partir de l’été avec un premier arrêt temporaire du guichet par manque de budget. Le dispositif avait bien été relancé à l’automne, mais avec des conditions d’attribution drastiques et un plafond maximal rabaissé.

L’État privilégie les rénovations d’ampleur

Pour l’année 2026, l’incertitude est de mise. On parle d’un budget de 4,4 milliards d’euros de l’Agence nationale de l’habitat (Anah) et d’un objectif de 120 000 rénovations performantes. Mais dans les faits, 80 000 dossiers sont déjà en attente.

Plus que jamais, le programme devrait viser les rénovations d’ampleur, même si elles sont compliquées à mettre en œuvre du fait des nombreuses conditions à remplir. La liste des travaux éligibles aux subventions de type « monogeste » continue de se réduire. En 2026, il ne sera plus possible d’en profiter pour isoler les murs par l’intérieur ou l’extérieur, ou pour installer une chaudière biomasse.

Il se murmure que dans les mois à venir, l’Anah ne détiendra plus l’exclusivité de l’instruction et de la gestion des dossiers de rénovation d’ampleur. Ce changement pourrait simplifier l’accès aux aides avec des gestions plus fluides, et des délais raccourcis.

L’article Pourquoi il n’y a plus d’aides MaPrimeRenov’ depuis le 1er janvier ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Dans un contexte économique compliqué, les particuliers sont souvent pris en étau entre hausse du coût de l’énergie, baisse du pouvoir d’achat et évolution des usages pour favoriser la transition énergétique. Pour ces raisons, les aides et subventions de l’État sont plus importantes que jamais pour de nombreux ménages. Sur quoi pourra-t-on compter en 2026 ?

Pour les particuliers, la transition énergétique révèle des opportunités pour réduire sa consommation d’énergie et faire baisser sa facture. Néanmoins, ces opportunités nécessitent bien souvent des investissements que l’État essaie d’encourager à travers de nombreux programmes d’aides et de subventions. Ces derniers, parfois complexes à mettre en œuvre, permettent tout de même parfois de réduire très largement ces coûts.

Des évolutions notables pour la rénovation énergétique

La rénovation énergétique des bâtiments est souvent au cœur de ces programmes d’aides. Si MaPrimeRénov’ a été suspendue 1ᵉʳ janvier 2026, le dispositif devrait revenir dans le courant de l’année en mettant l’accent sur les rénovations d’ampleur qui comprennent plusieurs travaux différents. La rénovation par geste sera toujours d’actualité, mais ne permettra plus l’isolation des murs (isolation intérieure ou extérieure), ou l’installation d’une chaudière biomasse.

En revanche, l’enveloppe globale des CEE (certificats d’économie d’énergie) devrait passer de 6 milliards d’euros à plus de 8 milliards d’euros. De ce fait, les primes énergétiques devraient être plus généreuses et plus accessibles. Cette prime Coup de pouce est toujours valable pour des travaux de chauffage et/ou d’isolation, ainsi que des rénovations d’ampleur. En revanche, les CEE étant financées par les fournisseurs d’énergie et distributeurs de carburant, leur hausse pourrait conduire à une augmentation du prix de l’énergie, limitant ainsi le pouvoir d’achat.

L’Éco-PTZ est également reconduit en 2026 et demeure un financement essentiel pour rénover son logement. Principale modification : ce n’est plus une étude thermique qui sera demandée pour valider son attribution, mais un audit énergétique. De plus, il devra permettre un gain énergétique minimum de 35 % par rapport à la consommation initiale.

Le cas des pompes à chaleur et du solaire

Comme lors des précédentes années, l’installation de pompes à chaleur (PAC) sera largement encouragée par le gouvernement. En ce qui concerne les CEE à ce sujet, le montant des aides devrait légèrement baisser du fait de modifications des règles de calcul. En revanche, ces dernières seront simplifiées. On ne retrouvera plus de distinction entre les PAC pour « chauffage seul » ou « chauffage + ECS ».

Du côté de MaPrimeRenov, l’aide financière pourra atteindre jusqu’à 5 000 € pour l’installation d’une PAC air/eau et jusqu’à 10 000 € pour une PAC géothermique. En revanche, les PAC air/air ne seront pas éligibles.

En 2025, le photovoltaïque a subi de grandes évolutions. On peut citer la baisse du tarif de rachat de l’électricité par EDF qui a largement contribué à rendre les installations pour particuliers moins intéressantes d’un point de vue financier. Même la prime à l’autoconsommation a été réduite, en passant de 220 €/kWc pour les installations de 3 kWc ou moins à seulement 80 €/kWc. Heureusement, pour compenser ces réductions de subvention, la TVA est passée de 10 % à 5,5 %. L’État réfléchit désormais à rendre les projets photovoltaïques éligibles à l’Éco-PTZ.

La mobilité électrique toujours encouragée

Pour finir, comme les années précédentes, la vente de voitures électriques va être encouragée via un bonus écologique encore plus généreux que par le passé. La prime « Coup de pouce véhicule électrique » sera d’ailleurs financée par les CEE. À l’inverse, le malus CO2 sera encore plus sévère que par le passé, avec un seuil de déclenchement abaissé de 5 g.

En revanche, sur cette question, il y a quand même une mauvaise nouvelle : le crédit d’impôt pour l’installation d’une borne de recharge, d’un montant de 500 €, n’est pour le moment pas renouvelé pour 2026.

L’article Aides à la rénovation énergétique : à quoi s’attendre pour 2026 ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le principal défaut des énergies renouvelables, ou du moins de l’énergie solaire, est peut-être sur le point d’être surmonté. Une étude vient de montrer que grâce à la chute continue du prix des batteries depuis plus de 2 ans, les BESS associées à des centrales photovoltaïques pourraient désormais être compétitives d’un point de vue financier. Loin d’être anecdotique, cette nouvelle signifie le début d’un solaire pilotable et économiquement viable. 

Un tournant de la transition énergétique vient peut-être d’être atteint. Selon un rapport du groupe de réflexion Ember, le solaire pilotable serait désormais intéressant d’un point de vue financier. Pour en arriver à cette conclusion, le cabinet a notamment analysé l’évolution du prix des batteries, ainsi que le prix d’appels d’offres de projets d’Italie, d’Arabie Saoudite et d’Inde.

Le constat du prix des batteries est sans appel : après une chute de 40% en 2024 par rapport à 2023, la baisse a continué en 2025. Cette tendance a un impact direct sur le CAPEX, c’est-à-dire le coût d’investissement, des projets complets de BESS qui ne fait que chuter. Pour les projets cités, en octobre 2025, Ember l’a estimé à 125 $/kWh installé, dont 75 $/kWh pour le coût du matériel en provenance de Chine.

À partir de ce montant d’investissement, Ember a pu estimer le coût actualisé du stockage, aussi appelé LCOS (Levelized cost of storage). Celui-ci prend en compte de nombreux critères en plus du coût d’investissement, comme le type de financement, le rendement, la durée de vie et la dégradation du système de stockage au fil des années. Il désigne, en quelque sorte, le coût minimal de revente de l’électricité pour que le projet soit rentable. C’est ce chiffre qui est plus bas que jamais, avec une estimation à 65 $/MWh (ou 55 €/MWh). Cette baisse s’explique par la réduction du coût d’investissement mentionné plus haut, mais également la plus grande efficacité de ce type de projet. Ces derniers affichent désormais une plus grande durée de vie dans le temps, ainsi qu’un meilleur rendement.

Un prix proche du nucléaire ou de l’éolien

La principale nouvelle de ce rapport réside sur le coût total du solaire pilotable pour une installation PV associée à une BESS. En prenant en compte le prix moyen de l’électricité solaire, à savoir 37 €/MWh, et en prenant pour hypothèse que la moitié de l’électricité produite par une centrale doit être stockée pour être réinjectée plus tard dans la journée, Ember a estimé un coût de revente de 65 €/MWh, c’est-à-dire 37 €/MWh additionné à la moitié du LCOS de la BESS, à savoir 28€/MWh. Ce calcul permet de voir qu’une installation photovoltaïque associée à un système de stockage d’énergie par batterie peut désormais rivaliser avec d’autres moyens de production d’électricité.

Avec ce tarif, ce solaire pilotable flirte avec le coût réel du nucléaire en France. Récemment, la CRE l’a, en effet, évalué à 61,5 €/MWh. Du côté de l’éolien, les disparités de prix sont très importantes, et la comparaison est plus difficile à faire étant donné que les parcs sont non pilotables. Par exemple, le prix de revente du parc Centre Manche 1 est fixé à 44,90 €/MWh, le prix de son voisin direct, Centre Manche 2, est annoncé à 66 €/MWh.

L’article Le solaire pilotable est désormais compétitif est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Alors que nous venons d’arriver en 2026, il est temps de faire le point sur ce qui devrait nous attendre, pour cette nouvelle année. Au programme, on devrait retrouver des aides à la rénovation énergétique, des éoliennes, du photovoltaïque… et beaucoup d’instabilité.

L’année 2025 n’aura pas été de tout repos ! Malgré de bonnes nouvelles comme le passage à 100% de Flamanville, ou l’inauguration du PGL, cette année aura été marquée par une très forte instabilité politique qui a ralenti toute la filière de la production d’énergie décarbonée. Cette nouvelle année devrait, encore une fois, être rythmée par les évolutions du nucléaire, les avancées de l’éolien offshore et surtout la publication de la PPE3. Voici ce qui nous attend.

Refonte de MaPrimeRenov’

Pour cette nouvelle année, l’Agence nationale de l’habitat (Anah) souhaite financer la rénovation d’ampleur de 120 000 logements. Mais l’atteinte de cet objectif devra d’abord passer par l’adoption d’un budget avant le 31 décembre. En la matière, l’année 2025 a été compliquée. Le dispositif a été suspendu par deux fois faute de budget, et en cette fin d’année, 83 000 dossiers sont encore en attente. En conséquence, il se pourrait que seulement 27 000 dossiers supplémentaires soient acceptés sur l’année 2026. En plus de ce défi financier, des critères devraient évoluer avec la réintégration des logements classés C et D. Les ménages aux revenus modestes, intermédiaires et élevés pourront être de nouveau éligible. Néanmoins, plusieurs opérations par geste ne seront plus éligibles : les chaudières à bois, ainsi que l’isolation des murs par l’intérieur ou par l’extérieur.

À noter que le DPE évolue lui aussi, dès le 1^er janvier 2026. Cette évolution devrait notamment moins pénaliser les foyers chauffés à l’électricité.

En 2026, du nucléaire et des éoliennes en mer

L’actualité des modes de production devrait principalement être dominée par l’avancée du projet des 6 EPR2, ainsi que par l’avancée des différents projets d’éolien en mer.

Grâce au devis prévisionnel récemment dévoilé par EDF, le gouvernement devrait donner sa décision finale d’investissement pour les 6 EPR2. Montant estimé du projet : presque 74 milliards d’euros. Notons également qu’à compter du 1^er janvier, l’ARENH sera remplacée par la VNU.

Côté éolien, après une année 2025 compliquée, l’actualité promet d’être chargée. On pourra suivre la construction de 4 parcs éoliens offshore. Les parcs d’Yeu-Noirmoutier (496 MW) et Dieppe-Le Tréport (496 MW) devraient être mis en service. La mise en service des parcs de Courseulles-sur-Mer (450 MW) et de Dunkerque (600 MW) devrait avoir lieu courant 2027. En Méditerranée, on devrait assister à l’inauguration des projets EOLMED et EFGL.

Surtout, on attend avec impatience la publication, et surtout l’attribution de l’appel d’offres AO 10. D’une importance capitale, celui-ci devrait conditionner un nouvel élan de l’éolien offshore en France de par son ampleur. Cet appel d’offres concerne, en effet, 5 zones distinctes pour une puissance cumulée approchant les 10 GW. Dans le détail, il comporte :

• Deux projets de 2 GW d’éolien posé en Manche,
• Un projet de 2 GW d’éolien flottant au nord-ouest de la Bretagne,
• Un projet de 1,2 GW dans le Golfe de Gascogne,
• Un projet de 2 GW dans le Golfe du Lion.

Espérons que les conditions de l’appel d’offres soient suffisamment favorables pour obtenir un grand nombre de candidats, afin d’éviter de renouveler l’écueil du parc d’Oléron.

Et dans le reste du monde ?

À l’échelle de la planète, on devrait retrouver la même dynamique qu’en 2025 avec une transition énergétique très largement portée par l’Asie et en particulier la Chine. L’Empire du milieu prévoit d’installer pour 200 GW d’éolien et de photovoltaïque sur l’année, soit plus de trois fois l’ensemble du parc nucléaire français !

Du fait d’une dynamique de fort développement de l’éolien et surtout du solaire, l’Agence internationale de l’énergie estime que les énergies renouvelables pourraient devenir la première source de production d’électricité au monde en dépassant le charbon.

Enfin, côté nucléaire, on pourrait assister à la mise en service de 15 nouveaux réacteurs, ainsi que du premier SMR, avec la divergence du réacteur chinois ACP100 (125 MWe). Bien que légèrement en retard, les USA ne devraient pas être loins derrière, et espèrent débuter la construction de trois prototypes de SMR.

L’article À quoi s’attendre pour 2026 ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Quels enseignements tirer de cette année 2025 ? Mouvementée, celle-ci aura été marquée par de grandes réussites comme la puissance maximale de Flamanville, ou l’accord trouvé sur l’hydroélectricité, mais également de mauvaises nouvelles comme l’absence de publication de la PPE3 ou l’échec de l’appel d’offres AO7.

Que diriez-vous, entre les huîtres et la bûche, de faire un récapitulatif de l’année qui vient de s’écouler ? Si tout n’a pas été rose, il faut bien reconnaître que l’année 2025 a été riche en rebondissements. La transition énergétique impose des défis souvent difficiles à relever, en témoigne le black-out qui a secoué l’Espagne et le Portugal au printemps. Si les difficultés se sont enchaînées, en particulier pour le secteur de l’éolien ou du nucléaire sur fond de crise politique, restons positifs : la production d’énergie décarbonée n’a jamais été aussi importante.

Espérons tout de même que l’année 2026 sera placée sous le signe d’une décarbonation accélérée et d’une plus grande électrification des usages grâce à un climat politique apaisé. En attendant, revenons ensemble sur les 10 évènements français qui ont jalonné l’année, en matière d’énergie.

Les 10 actus qui ont marqué l’énergie en 2025

1 – L’absence de publication de la PPE3

Nous sommes hélas obligés de commencer ce classement par un non-évènement plutôt que par un événement. Du fait d’une instabilité constante, la classe politique française n’a pas su mettre ses divergences de côté pour faire avancer un texte essentiel au développement de toutes les filières liées à la transition énergétique, et donc à la souveraineté de la France. Du fait de cette situation, l’incertitude règne pour des secteurs comme l’éolien ou le photovoltaïque, ce qui engendre des conséquences économiques directes pour les entreprises du secteur.

2 – L’EPR de Flamanville atteint 100 % de sa puissance

Il aura fallu attendre le 14 décembre pour que l’EPR de Flamanville atteigne sa puissance électrique brute nominale, à savoir 1 669 MWe. S’il reste de nombreux essais à réaliser avant la mise en service définitive, cette étape constitue le point d’orgue d’un projet hors-norme.

3 – L’inauguration du premier parc éolien flottant de France

Ce n’est pas tant pour sa production estimée, que pour l’avancée technologique qu’il représente, que le parc éolien flottant Provence Grand Large mérite d’être cité. En première ligne, le parc a largement contribué au développement d’une filière de l’éolien offshore flottant en France. Désormais, on attend avec impatience la mise en service des parcs EFGL et EOLMED qui ne devrait plus tarder. Ensuite, tous les yeux se tourneront vers le développement du parc Bretagne Sud.

4 – Le remplaçant de l’ARENH dévoilé

Avec la fin de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), c’est au tour du Versement nucléaire universel, aussi appelé VNU, de rentrer dans l’arène. Ce nouveau dispositif, malgré sa complexité, devrait permettre à EDF de mieux s’y retrouver d’un point de vue financier.

5 – Un accord enfin trouvé pour l’hydroélectricité française

Voilà 20 ans que la France et l’Union européenne cherchaient un terrain d’entente au sujet des barrages hydroélectriques français, sans succès. Il aura fallu attendre le 28 août 2025 pour que le gouvernement Bayrou obtienne un compromis avec la Commission européenne. Si de nombreux détails restent encore flous, l’avancée est suffisante pour permettre à EDF de relancer les investissements pour moderniser ses barrages. Objectif : augmenter la puissance totale de 20 %.

6 – Les aides pour les particuliers revues à la baisse

En mars, le tarif de rachat de l’électricité par EDF a été drastiquement revu à la baisse, passant de 0,1269 €/kWh à 0,04 €/kWh. Pour ne rien arranger, la prime à l’autoconsommation a également été revue à la baisse, ce qui rend les installations photovoltaïques beaucoup moins accessibles aux particuliers. Seule une baisse de la TVA à 5,5 % vient compenser cette baisse d’aide, mais avec des critères très stricts en contrepartie. En parallèle, le dispositif d’aide MaPrimeRenov’ a connu des difficultés notoires, dont une interruption de plusieurs mois.

7 – La plus grande batterie française mise en service

Le stockage d’électricité constitue le moyen le plus efficace pour faire face à la montée en puissance des énergies renouvelables dans le mix électrique français. Si la France est en retard sur la question, elle vient tout de même de voir sa batterie stationnaire (BESS) la plus puissante mise en service, avec 200 MWh de capacité et 100 MW de puissance au pied du pont de Cheviré, à Nantes.

8 – La facture prévisionnelle des six EPR2 dévoilée

Si tout se passe comme prévu, la construction des 6 réacteurs devrait coûter 73 milliards d’euros, soit 7,3 millions d’euros par MW. Désormais, ce devis doit faire l’objet d’un audit gouvernemental, puis le dispositif de financement doit être validé par la Commission européenne.

9 – Une année compliquée pour l’éolien en mer

Si la construction du parc d’Yeu-Noirmoutier suit son cours, et que le projet Centre-Manche 2 a été attribué, tout n’est pas rose pour l’éolien en mer. À l’image du reste du monde, la filière subit de grandes difficultés, notamment à cause de trop grands décalages entre les tarifs de revente fixés par les appels d’offres, et le coût réel des investissements. Cette situation a conduit à l’échec de l’appel d’offres AO7, qui n’a eu aucun candidat.

10 – Un ouveau record d’exportations pour EDF

En 2024, EDF avait battu un record d’exportation d’électricité avec un solde net d’exportation de 89 TWh, soit 12 TWh de plus que le précédent record de 2002. Cette année, EDF pourrait faire encore mieux puisque le solde net (non définitif) des exportations s’élevait déjà à 82 TWh au 30 novembre 2025. Bonne nouvelle en apparence, cette tendance témoigne du manque de consommation électrique de la France.

Et dans le reste du monde ?

Pour cette année 2025, impossible de ne pas évoquer le black-out qui a secoué l’Espagne et le Portugal en avril dernier. L’incident, d’une ampleur presque inédite, a plongé plusieurs millions de personnes dans le noir, avec parfois des conséquences dramatiques. Suite à cet évènement, le gouvernement espagnol a débloqué des fonds considérables pour financer des projets de stockage d’énergie et favoriser la stabilité du réseau.

À l’échelle du monde, l’éolien en mer a montré de grandes difficultés, notamment à cause d’une instabilité constante autour de l’Amérique du Nord. Cette situation met à mal les plus grandes entreprises du secteur comme Orsted. En Europe, certains appels d’offres n’ont pas eu de candidats par manque de compétitivité. En parallèle, le nouvel engouement autour du nucléaire se confirme avec des projets de SMR qui se multiplient, des réouvertures de réacteurs programmées, et une production qui se maintient à la hausse.

Enfin, comme l’année dernière, la Chine continue d’être le moteur de la transition énergétique. En plus de son monopole sur la production de panneaux photovoltaïques et de son impact sur la production d’éoliennes, le pays multiplie les projets titanesques. Outre des STEP à haute altitude, des réacteurs nucléaires à foison et des centrales photovoltaïques géantes, le pays a officiellement lancé le chantier du plus grand barrage au monde, d’une puissance de 60 GW.

L’article Rétrospective 2025 : que retenir de cette année en matière d’énergie ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le CCS, acronyme de Captage et stockage du carbone, a le vent en poupe, en particulier pour les installations industrielles. Au Royaume-Uni, une cimenterie va bientôt pouvoir capter pas moins de 800 000 tonnes de CO₂ par an. 

Près de Liverpool, la cimenterie Padeswood s’apprête à recevoir l’une des plus importantes installations de capture du CO₂ d’Europe. Cette dernière, mise au point par Mitsubishi Heavy Industry (MHI), devrait permettre de capturer près de 800 000 tonnes de CO₂ chaque année à partir de 2029. Le CO₂ capturé sera acheminé via un pipeline jusqu’à d’anciennes chambres de gaz souterraines situées au large de Liverpool Bay.

Pour cette cimenterie, c’est le seul moyen de faire baisser ses émissions de CO₂. En effet, le ciment est obtenu par calcination, une opération qui consiste à transformer du carbonate de calcium (CaCO₃), principal composant des roches calcaires, en chaux vive (CaO) par l’action de la chaleur, souvent aux alentours des 900°C. Cette réaction chimique entraîne une production de dioxyde de carbone.

Les projets de capture du CO₂ se multiplient, mais pas toujours pour les bonnes raisons

Pour capturer ce CO₂, MHI a mis au point une installation appelée KM CDR Process. Celle-ci repose sur trois étapes fondamentales. La première consiste à refroidir les gaz obtenus lors du processus de calcination à travers une tour dédiée, notamment afin d’éliminer certaines impuretés. Ensuite, le gaz obtenu entre dans une seconde tour par le bas, tandis qu’un solvant développé par MHI est aspergée par le haut de la tour. Ce solvant a la capacité de capturer chimiquement le CO₂ présent dans le gaz. Le gaz dénué de CO₂ sort par le haut de la tour, tandis que le solvant chargé en CO₂ est pompé vers la tour de régénération. Dans celle-ci, la chaleur permet de briser la liaison chimique, libérant alors le CO₂. Le solvant est ensuite réutilisé tandis que le CO₂ pur peut-être transporté afin d’être stocké.

Avec cette technologie, MHI fait partie des leaders du secteur, et revendique déjà 18 installations commerciales en fonctionnement. Néanmoins, l’intérêt écologique de ces installations est parfois critiqué, notamment vis-à-vis du destin du CO₂ capturé. C’est notamment le cas du projet Petra Nova, mis en service en 2017, qui est considéré comme la plus grande installation de ce type au monde avec une capacité de 1,4 millions de tonnes de CO₂ captés par an. Le procédé est ici installé sur une centrale à charbon, mais le CO₂ récolté est transporté vers un champ pétrolier via un pipeline de 130 kilomètres. Sur place, il est injecté dans le sol pour pousser le pétrole vers les puits de sortie afin d’en augmenter la production.

L’article Cette cimenterie anglaise va recevoir l’une des plus grosses installations de capture de CO2 d’Europe est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Avide de matières premières, la Chine met tout en œuvre pour rester le moteur international de la transition énergétique. Parmi les éléments qu’elle espère dompter figure le bore, que l’on retrouve dans les aimants permanents ou les panneaux photovoltaïques. Elle vient de trouver un moyen de l’extraire de l’eau de mer. 

Tout le monde ne le sait pas, mais le bore n’est pas utile que dans les produits de nettoyage ménager ou dans les insecticides domestiques. C’est un des éléments essentiels à la transition énergétique, et la Chine en est première consommatrice au monde. Problème : la production de cet élément est concentrée en Turquie pour 65% et aux États-Unis pour 20%. De ce fait, on ne sera pas étonné d’apprendre que l’université chinoise Northwest A&F a travaillé sur de nouvelles manières d’obtenir du bore et ainsi réduire la dépendance du pays sur le sujet.

Les chercheurs chinois sont parvenus à mettre au point un gel, appelé MMS, qui comprend du MXène et un composé d’oxyde de magnésium. Ce savant cocktail, formé en fines feuilles de 2 mm d’épaisseur, permet de produire de l’eau douce à partir d’eau salée, et d’extraire le bore de celle-ci, tout cela grâce à l’énergie solaire.

Durant des expériences en laboratoire, le gel MMS aurait permis d’atteindre un taux d’évaporation de 2,14 kg d’eau douce par mètre carré et par heure, tout en accumulant au total 225 milligrammes de bore sur 9 heures d’expérience. Enfin, le gel aurait montré une efficacité résiduelle de 86% après 7 cycles de réutilisation. Suite à ces essais en laboratoire, des essais en plein air ont validé la viabilité de ce gel avec une production de 5,2 kg d’eau douce et 122 mg de bore par mètre carré sur une journée.

Le bore, élément important de la transition énergétique

Cette innovation technologique suscite de nombreux espoirs. D’abord, elle ouvre des perspectives intéressantes pour les pays ou l’eau douce se fait rare en permettant l’extraction d’un composé qui peut être toxique pour l’être humain en trop forte quantité.

En parallèle, les applications du bore se multiplient avec la transition énergétique. Il est notamment utilisé pour doper les cellules photovoltaïques, et en améliorer le rendement. D’autre part, on le retrouve dans les aimants permanents de type néodyme-fer-bore (NdFeB), qui sont très utilisés pour les moteurs de véhicules électriques mais également pour les turbines d’éoliennes par exemple. Le bore est de plus en plus utilisé dans le secteur de la défense et de l’aérospatiale comme carburant solide, et comme composant.

Enfin, son utilisation pourrait augmenter dans le domaine du nucléaire. L’année dernière, la Chine a obtenu la capacité à enrichir du bore-10 à hauteur de 70%, ceci afin d’optimiser les systèmes de contrôle de la réaction dans les réacteurs nucléaires.

L’article La Chine parvient à produire du bore grâce à de l’eau de mer et de l’énergie solaire est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Conséquence du black-out espagnol, l’Europe vient de présenter huit projets stratégiques censés améliorer la sécurité énergétique européenne. En haut de cette liste : deux interconnexions à travers les Pyrénées pour sécuriser la péninsule ibérique, que la France est accusée de freiner. 

Le black-out espagnol d’avril 2025 continue de faire parler, en particulier à Bruxelles. Pour éviter qu’une telle situation ne se reproduise, la Commission européenne réfléchit aux solutions pour améliorer le réseau énergétique européen dans son ensemble. Elle a déjà estimé une enveloppe de 1200 milliards d’euros d’ici 2040 pour le renouvellement et le développement du réseau électrique européen, et vient d’annoncer une liste de huit projets prioritaires.

• Pyrenean crossing 1 & 2, deux liaisons électriques à travers les Pyrénées pour mieux intégrer la péninsule ibérique au réseau européen,
• Interconnexion de la Grande Mer, pour connecter l’île de Chypre à l’Europe continentale,
• Harmony Link, pour renforcer l’interconnexion électrique des États baltes et renforcer leur sécurité énergétique,
• Gazoduc transbalkanique (TBP), pour accroître la résilience des approvisionnements énergétiques dans la région des Balkans,
• Bornholm Energy Island, pour faire de la mer Baltique une plateforme d’interconnexion marine,
• Corridor SudH2, pour le transport de l’hydrogène entre la Tunisie, l’Italie, l’Autriche et l’Allemagne,
• Corridor hydrogène sud-ouest, du Portugal et de l’Allemagne.
• Améliorer la sécurité énergétique et la stabilité des prix de l’Europe du Sud-Est,

Si les deux projets d’interconnexion à travers les Pyrénées sont en tête de cette liste, ce n’est pas un hasard. Suite à l’incident du 28 avril, l’Espagne et le Portugal avaient demandé à la Commission européenne d’apporter une impulsion politique pour renforcer ces interconnexions, tout en déplorant un manque d’engagement de la France à ce sujet.

La France, carrefour européen de l’énergie

D’ailleurs, ce manque de dynamisme français a été relevé par Dan Jorgensen, commissaire européen à l’Énergie, qui n’a pas hésité à déclarer : « Je pense n’offenser personne en disant que parfois, la France s’est montrée réticente à développer ses interconnexions ». Selon lui, augmenter les liaisons entre les pays ne peut être que positif, et permettrait à la France « d’éviter 40 blackouts » par an. Bien que des tensions existent sur le réseau national français, en particulier au sud-est du pays, la situation est plus complexe qu’elle n’y paraît. D’abord, la Commission européenne, qui a fixé à la France un objectif de 15 % d’interconnexions d’ici à 2030, estime le niveau actuel d’interconnexion à seulement 4,7 %. De son côté, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a estimé ces interconnexions à 12,5 %, et même 16 % en considérant les facteurs de charge des parcs éoliens et solaires.

D’autre part, du fait de sa position géographique, la France joue le rôle de carrefour énergétique à l’échelle de l’Europe. De ce fait, une hausse de ces interconnexions pourrait augmenter les flux de transit entre une Europe du Sud produisant principalement de l’électricité solaire, et une Europe du Nord produisant de l’électricité éolienne. La France devrait alors renforcer le dimensionnement de son réseau en conséquence pour éviter les congestions, sans que les consommateurs français n’en profitent.

Des projets d’interconnexion en cours

Quoi qu’il en soit, ces deux nouveaux projets d’interconnexion entre la France et l’Espagne, qui avaient déjà été envisagés par le passé, vont pouvoir être dépoussiérés. Un accord intergouvernemental signé en 2015 prévoyait, en effet, la construction d’une liaison enterrée entre la Navarre ou le Pays basque espagnol et le département des Landes. Une deuxième liaison devait être créée entre l’Aragon et les Pyrénées-Atlantiques.

Actuellement, une nouvelle liaison électrique entre l’Espagne et la France est déjà en construction et devrait être mise en service à partir de 2028. Complexe, elle relie Bordeaux à Bilbao principalement sous la mer. Plus au nord, le Celtic Interconnector, entre la France et l’Irlande, suit son cours. Sa mise en service est prévue début 2027.

L’article Ces 8 nouvelles autoroutes énergétiques qui vont traverser l’Europe est apparu en premier sur Révolution Énergétique.