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

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

Un enchaînement de malchances

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

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

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Le producteur français d’énergies renouvelables Neoen et le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE ont signé un contrat pour expérimenter une technologie de stabilisation du réseau électrique inédite dans notre pays. La Breizh Big Battery (BBB), actuellement en construction à Pleyber-Christ dans le Finistère, deviendra la première grande batterie française à fournir une fonction « grid forming » au réseau de transport national.

Cette expérimentation, prévue pour démarrer au deuxième semestre 2026 et se prolonger sur au moins un an, repose sur un rétrofit des onduleurs de la batterie. Contrairement au mode grid following utilisé actuellement par les installations de stockage françaises, qui se synchronisent sur la fréquence du réseau avec une réponse relativement lente, le grid forming permet une stabilisation autonome et instantanée de la tension et de la fréquence. Cette technologie compense les variations du réseau sans dépendre d’une source de référence externe, offrant ainsi une réactivité nettement supérieure face aux perturbations.

Une des plus grandes batteries de France

D’une capacité de 92 MW et 183 MWh, la BBB constituera l’une des plus grandes batteries de France et la première de cette envergure en Bretagne. Cette batterie lithium-ion devrait être mise en service durant l’été 2026. L’expérimentation permettra à RTE et Neoen d’évaluer concrètement les bénéfices du passage du mode grid following au mode grid forming pour le réseau français.

Neoen, qui figure parmi les plus grands opérateurs mondiaux de batteries, dispose à ce jour d’un portefeuille de 2,8 GW de puissance et 8,1 GWh de stockage en service ou en construction. Le groupe exploite notamment la Collie Battery en Australie (560 MW / 2240 MWh), plus grande batterie opérationnelle du pays, ainsi que les installations Isbillen en Suède et Yllikkälä en Finlande, les plus importantes des pays nordiques.

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Deux des trois réacteurs de la centrale nucléaire EDF de Flamanville (Manche) ont été affectés par le passage de la tempête Goretti dans la nuit de jeudi à vendredi, annonce EDF dans un communiqué.

Située sur la pointe du Cotentin, secteur où les vents les plus violents ont été enregistrés suite au passage de la tempête Goretti dans la nuit du 8 au 9 janvier, la centrale nucléaire de Flamanville a logiquement subi quelques conséquences. Par communiqué, EDF explique que le réacteur n°1, qui avait réduit sa puissance à 50 % jeudi matin par mesure de précaution, s’est retrouvé en mode « îloté » vers minuit. Il est désormais déconnecté du réseau et ne produit que l’électricité nécessaire à sa propre consommation.

L’EPR mis en sécurité

Le réacteur n°3 (l’EPR mis en service récemment), dont la puissance avait également été abaissée à 55 % jeudi, a subi un arrêt automatique de sa turbine à 0h45 vendredi suite à la perte d’une ligne haute tension. Il reste toutefois alimenté par le réseau électrique externe.

Quant à l’unité n°2, elle était déjà à l’arrêt pour maintenance programmée. Les équipes d’astreinte, pré-mobilisées dès jeudi 18h00, assurent le bon fonctionnement des installations, promet EDF. Par mesure de sécurité, l’énergéticien a demandé vendredi matin à ses collaborateurs de privilégier le télétravail, seul le personnel indispensable étant autorisé à se déplacer.

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Le spécialiste des solutions de stockage d’énergie Marstek profite du Consumer Electronics Show de Las Vegas pour dévoiler une gamme étendue de produits, des petites piles au lithium rechargeables jusqu’aux plus grosses batteries nomades en passant par les batteries externes USB.

Le concepteur sino-américain de solutions de stockage d’énergie Marstek semble vouloir toucher tous les publics, du particulier qui souhaite changer les piles jetables de sa télécommande par des modèles rechargeables jusqu’au professionnel nécessitant une grosse batterie nomade. Les nouveautés présentées au CES 2026 vont en ce sens. Dans le haut de gamme, Marstek a dévoilé une batterie solaire et des batteries nomades, dont certaines aux capacités plutôt impressionnantes.

La M5000-N, par exemple, offre 5,12 kWh, qui peuvent être étendues jusqu’à 15,36 kWh. Elle délivre 5 kW en sortie et intègre quatre régulateurs MPPT pour accepter jusqu’à 10 kW de panneaux solaires. Dotée de cellules LFP garanties 5 ans et certifiée IP65, elle supporterait plus de 6 000 cycles. Les modèles M1200 et M2200, plus modestes, proposent respectivement 1200 W et 2000 W en sortie, avec des capacités de stockage évolutives de 2 060 Wh et 6 720 Wh pour s’adapter aux besoins variés d’autonomie.

La Marstek M5000 avec une extension / Image : Marstek.

Des batteries externes USB à hautes performances

Au-delà des grandes batteries, Marstek a aussi présenté de nouveaux modèles de batteries externes USB premium. Les P326D et P327D sont équipées d’un écran TFT affichant les données de l’appareil en temps réel. Certifiées pour le transport aérien, ces batteries se distinguent par leur charge rapide de 45 et 65 W sur un seul port et leur câble USB-C tressé détachable permettant de charger deux appareils simultanément. Leur certification IPX7 garantit une étanchéité totale. Leur capacité de stockage est respectivement de 10 000 et 20 000 mAh.

La gamme s’enrichit également des modèles P265L et P267L (10 000 et 20 000 mAh également) avec charge rapide limitée à 22,5 W et toujours un câble intégré. Un modèle nettement plus puissant, la P288D, a aussi été lancé. Il atteint 145 W en sortie et se recharge à 80 % en une heure. Enfin, Marstek a exposé la P281D, qui combine une batterie de 20 000 mAh et un chargeur mural GaN, ainsi que la P269D de 10 000 mAh avec fixation magnétique pour smartphone.

La Marstek P326D / Image : Marstek.

Des piles au lithium rechargeables en USB-C

Parallèlement, la marque se lance dans les piles AA et AAA de 1,5 V au lithium, rechargeables directement en USB-C. Elle annonce une capacité de 3 700 mWh pour les AA et 930 mWh pour les AAA. Fini, à priori, le gaspillage des piles alcalines jetables ou les déconvenues avec les piles rechargeables Ni-Mh à la tension faiblarde. Celles de Marstek promettent plus de 1500 cycles de charge et conserveraient 80 % de leur charge après trois ans de stockage. Par ailleurs, elles fonctionneraient jusqu’à -20 °C, ce qui permet de les utiliser sans craintes dans des appareils placés en extérieur.

Les piles rechargeables lithium USB-C / Image : Marstek.

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Le géant de la sidérurgie ArcelorMittal et EDF ont officialisé mardi 6 janvier la signature d’un contrat d’approvisionnement en électricité nucléaire (CAPN) d’une durée exceptionnelle de 18 ans. Conclu le 26 décembre, cet accord permet au groupe industriel de sécuriser l’alimentation électrique de ses sites français avec une énergie bas carbone à prix compétitif.

EDF allouera à ArcelorMittal une quote-part de la puissance de son parc nucléaire existant, les premières livraisons ayant débuté le 1ᵉʳ janvier 2026. Si les volumes d’électricité concernés restent confidentiels, cet accord marque une étape stratégique majeure pour l’industriel, qui en fait « un facteur clé de compétitivité future pour l’acier produit en France », selon Reiner Blaschek, directeur général d’ArcelorMittal Europe.

Pour EDF, représentée par Béatrice Bigois, directrice exécutive du pôle Clients, cet engagement « contribue à la décarbonation de l’industrie et à la souveraineté énergétique» française. Le contrat fait suite à une lettre d’intention signée en janvier 2024.

Cette annonce intervient dans un contexte tendu, alors que les syndicats et le gouvernement attendent toujours la confirmation des investissements d’ArcelorMittal pour décarboner ses hauts fourneaux de Dunkerque. Le groupe, qui a supprimé 608 postes en France l’an dernier, avait réaffirmé en mai 2025 son intention d’investir 1,2 milliard d’euros, mais conditionne cette décision à des mesures européennes de défense commerciale.

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Le spécialiste des batteries portables Jackery a dévoilé trois nouveaux produits au CES 2026 de Las Vegas, qui tranchent avec sa gamme habituelle. Parmi les annonces : une grosse batterie montée sur une sorte de rover, une pergola solaire aux allures d’Algéco de chantier et une batterie portable utilisable sous la pluie.

Initialement positionnée sur le marché des batteries externes portables, la marque sino-américaine Jackery opère un changement d’orientation significatif. Au Consumer Electronic Show (CES) de Las Vegas, la marque semble montrer sa volonté d’élargir sa gamme de produits, à travers trois nouveautés, dont l’une, le robot-batterie Solar Mars Bot, parait assez farfelue.

L’Explorer 1500 Ultra : enfin une batterie étanche à la pluie

Image : Jackery.

L’Explorer 1500 Ultra représente la proposition la plus pragmatique du catalogue. Cette station électrique portable certifiée IP65 et IPX5 résiste aux projections d’eau et aux environnements poussiéreux, répondant aux contraintes des chantiers et des déplacements en conditions difficiles. Sa résistance aux vibrations et aux chocs selon les normes sismiques de niveau 9 constitue un atout pour les professionnels du bâtiment.

La batterie LiFePO4 de 1 536 Wh supporterait 4 000 cycles de charge et offrirait une puissance continue de 2 000 W (3 600 W en pointe). Elle se rechargerait en 90 minutes. Avec 17,5 kg sur la balance, le rapport poids-capacité paraît équilibré. Cette station électrique peut répondre à des besoins concrets pour les professionnels et les adeptes de vanlife.

Le Solar Gazebo : une pergola solaire aux allures de préfabriqué de chantier

Image : Jackery.

La pergola solaire Solar Gazebo marque une incursion de Jackery dans le domaine des structures intégrant des solutions énergétiques. Cette installation à l’esthétique pas franchement raffinée est conçue en aluminium 6063 T5 (haute résistance à la corrosion) et intègre 2 000 W de panneaux photovoltaïques dans son toit. Cela permettrait de produire jusqu’à 10 kWh quotidiens en conditions optimales selon la marque, soit l’équivalent d’une soixantaine de kilomètres en véhicule électrique.

La structure propose des fonctionnalités complémentaires : lamelles orientables, écran de projection intégré et prises certifiées IP5x. Le système peut se coupler aux batteries domestiques de la marque, notamment l’Explorer 5000 Plus. Une garantie de 25 ans est offerte, ce qui est assez remarquable.

Le Solar Mars Bot : une batterie solaire sur un rover lunaire

Image : Jackery.

C’est l’innovation la plus étrange dévoilée par Jackery au CES 2026. Ce robot mobile équipé d’une batterie de 5 000 Wh et de 300 Wc de panneaux solaires repliables se déplace de manière autonome pour optimiser son exposition au soleil tout au long de la journée. Grâce à sa vision et à l’intelligence artificielle, l’appareil s’adapte à la course solaire et peut suivre son propriétaire dans le jardin comme un gentil chienchien, pour fournir de l’électricité à la demande.

Nous peinons toutefois à imaginer un usage concret à ce produit. Les 300 Wc de panneaux solaires ne permettent pas de générer de grandes quantités d’électricité et l’atout de la mobilité peut facilement être remplacé par une simple rallonge. Ses petites roues lisses ne permettent pas, a priori, de déplacer le robot sur des chantiers aux sols potentiellement boueux et accidentés.

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Le groupe Atlantic, spécialiste français du chauffage et de la climatisation, a trouvé son repreneur. Le conglomérat Paloma-Rheem, basé à Tokyo, s’apprête à prendre une participation majoritaire dans l’entreprise vendéenne, mettant fin à des mois d’incertitude.

L’annonce est tombée lundi 22 décembre par communiqué : le groupe Atlantic, fleuron industriel français implanté en Vendée, sera repris par Paloma-Rheem. Ce conglomérat japonais et américain, dont le nom figurait parmi les candidats pressentis, met ainsi un terme à un long suspense marqué par des tensions entre les deux familles actionnaires du groupe français.

Un acteur méconnu en Europe mais solidement implanté ailleurs

Si Paloma-Rheem reste peu connu sur le Vieux Continent, le groupe jouit d’une forte présence en Asie et sur le continent américain. Cette acquisition s’inscrit dans une stratégie de consolidation déjà amorcée : il y a près d’un an, le conglomérat avait déjà racheté Fujitsu General, partenaire historique d’Atlantic pour la fourniture de groupes extérieurs de pompes à chaleur.

L’opération prévoit une prise de participation majoritaire, tout en maintenant une partie des actionnaires actuels au capital. Selon le communiqué, le siège social restera en France et Atlantic deviendra une entité autonome au sein de Paloma-Rheem. L’équipe dirigeante actuelle conservera ses fonctions.

Une opportunité face à la concurrence internationale

Pour Damien Carroz, président du Directoire de Groupe Atlantic, cette transaction représente « une formidable opportunité de développement ». Le dirigeant souligne que « dans un contexte de concurrence internationale accrue, cette opération nous donne les moyens de renforcer notre compétitivité tout en accélérant notre transition vers les solutions thermodynamiques ».

L’opération devrait être finalisée à la mi-2026, sous réserve des autorisations réglementaires nécessaires. La vente reste en effet soumise au contrôle des investissements étrangers en France, procédure destinée à protéger les intérêts stratégiques nationaux. Cette acquisition marque un tournant pour Atlantic, qui devra désormais conjuguer son ancrage local et son intégration dans un groupe international pour poursuivre son développement dans le secteur en pleine mutation de la transition énergétique.

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Indispensables à la féérie des fêtes de fin d’année, les guirlandes lumineuses consomment forcément de l’électricité. Mais en quelle quantité, concrètement ? Pour le savoir, nous avons mesuré précisément la consommation réelle de deux guirlandes de Noël, l’une à LED et l’autre équipée d’anciennes ampoules à incandescence. Résultat : même utilisées plusieurs heures par jour, elles ont un impact très limité sur la facture d’électricité et le bilan carbone.

Aujourd’hui, clignotantes, fixes, blanches ou multicolores, les guirlandes lumineuses font partie des décorations de Noël incontournables. Certains foyers transforment même leur habitation en véritable attraction temporaire. La majorité se contente toutefois de quelques guirlandes autour du sapin ou le long d’un balcon.

Cependant, face à la grande diversité de modèles, de technologies d’ampoules et de puissances affichées, il reste difficile d’estimer leur consommation réelle. Pour y voir clair, nous avons donc branché deux guirlandes de Noël sur un compteur de précision.

Guirlande LED vs guirlande à incandescence : les relevés de consommation

Guirlande LED moderne et ancien modèle à incandescence : deux technologies aux consommations très différentes.

La première guirlande testée mesure 30 mètres. Elle est équipée de 1 000 LED blanches fixes. Achetée en 2024 pour une vingtaine d’euros, sa puissance nominale annoncée est de seulement 7 W.

La seconde est un ancien modèle de 4 mètres. Elle comporte 42 ampoules clignotantes à incandescence. Ce type de guirlande était courant dans les années 1980 et 1990. Sa puissance exacte n’est pas indiquée par le fabricant.

Dans ces conditions, nous avons fait fonctionner les deux guirlandes pendant deux heures consécutives. Sans surprise, la guirlande LED affiche la consommation la plus faible. Elle consomme environ 2,5 fois moins que le modèle à incandescence, malgré un nombre de points lumineux 24 fois supérieur.

En pratique, utilisée 6 heures par jour pendant 30 jours, la guirlande LED consomme environ 1,3 kWh. À l’inverse, la guirlande à incandescence atteint 3,2 kWh sur la même période.

* Estimation réalisée avec un prix du kWh d’environ 0,20 € TTC (tarif bleu option base, fin 2025).

Au final, dans les deux cas, le coût total d’utilisation sur toute la période des fêtes reste inférieur à un euro. Il n’est donc pas indispensable de remplacer une guirlande à incandescence fonctionnelle par un modèle LED, sauf pour des raisons de sécurité.

En effet, les ampoules à incandescence dégagent davantage de chaleur. Elles présentent donc un risque légèrement plus élevé d’échauffement, notamment au contact de décorations ou de flocages présents sur les sapins.

Quel impact à l’échelle nationale ?

Nous avons également extrapolé ces résultats à l’échelle du parc de logements français. En supposant que 20 % des logements utilisent une guirlande lumineuse à Noël, soit environ 7,44 millions de foyers, l’impact devient plus visible.

Dans ce scénario, les guirlandes LED représenteraient une consommation supplémentaire d’environ 9 763 MWh sur la période des fêtes. Les guirlandes à incandescence atteindraient, elles, près de 23 906 MWh.

Pour produire une telle quantité d’électricité, il faudrait mobiliser un réacteur nucléaire de palier CP (900 MW) pendant près de 11 heures dans le premier cas, et plus de 26 heures dans le second.

Mobiliser une petite centrale hydroélectrique

Rapportée en puissance appelée, la consommation simultanée des guirlandes LED atteindrait environ 54 MW. Pour les modèles à incandescence, elle grimperait à près de 133 MW.

À l’échelle du réseau électrique français, ces valeurs restent modestes. À elles seules, les capacités nucléaires et hydroélectriques dépassent 87 000 MW. Néanmoins, ces décorations mobiliseraient l’équivalent d’une petite centrale hydroélectrique, comme celle de Sainte-Tulle II pour les LED ou celle de Sainte-Croix pour les modèles anciens.

Les guirlandes de Noël consomment-elles vraiment beaucoup d’électricité ?

Ainsi, même si les guirlandes lumineuses consomment de l’électricité, leur impact reste très limité. À l’échelle d’un foyer, elles pèsent peu sur la facture. À l’échelle nationale, seules les technologies anciennes deviennent réellement significatives.

Dans tous les cas, les guirlandes de Noël ne justifient aucune restriction particulière pour des raisons énergétiques ou environnementales. Autrement dit, vous pouvez profiter des illuminations de fin d’année sans culpabilité excessive.

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Le conseil d’administration d’EDF a validé le devis prévisionnel du programme de construction de six réacteurs nucléaires de nouvelle génération. Une estimation à 72,8 milliards d’euros, qui sera soumise à un audit gouvernemental début 2026, dans l’attente d’une décision finale d’investissement.

EDF a présenté, le 17 décembre, à son conseil d’administration un devis prévisionnel chiffré à 72,8 milliards d’euros pour la construction des six futurs réacteurs EPR2 sur les sites de Penly, Gravelines et Bugey. Ce montant, exprimé dans les conditions économiques de 2020, est supérieur de 5 milliards à la précédente estimation, qui s’élevait à 67,4 milliards d’euros. Il a tout de même été validé par le conseil, et sera examiné au premier trimestre 2026 par la délégation interministérielle au nouveau nucléaire (DINN).

S’il est tenu, ce qui est loin d’être garanti, ce nouveau montant établirait le coût du mégawatt de puissance installée du nouveau nucléaire (9 900 MW au total) à 7,3 millions d’euros. À titre de comparaison, c’est significativement plus élevé que le parc éolien en mer de Saint-Nazaire (480 MW), qui affiche un coût de 4,2 millions d’euros par mégawatt installé, ou de la centrale solaire de Cestas (300 MW) et ses 1,2 million par mégawatt. Le service rendu n’est toutefois pas identique : les réacteurs nucléaires produisent en fonction de la demande du réseau électrique, alors que l’éolien et le solaire ne produisent qu’en fonction des conditions météorologiques.

Un financement d’État qui doit encore être validé par l’Europe

Le financement de ce programme pharaonique reposera sur un dispositif d’aide publique inédit, qui doit encore être approuvé par la Commission européenne. Trois mécanismes sont prévus : un prêt à taux zéro couvrant au minimum la moitié des coûts de construction, un contrat pour différence (CfD) sur quarante ans garantissant la rentabilité du projet, et enfin un partage des risques entre l’État et l’électricien public. La décision finale d’investissement, conditionnée au feu vert de Bruxelles, est attendue pour la fin 2026. D’ici là, l’audit de la DINN permettra de valider ou non le réalisme de ce budget.

Le premier EPR de la centrale nucléaire de Penly ne devrait entrer en service qu’en 2038. Les unités suivantes seront ensuite mises en exploitation par paires, avec un espacement de douze à dix-huit mois entre chaque mise en service. Cette cadence permettrait de capitaliser sur l’expérience acquise et d’optimiser les processus de construction.

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Il aurait fait quelques heureux à Noël, mais il faudra attendre 2026. EDF s’apprêterait à produire une maquette en briquettes de construction de son réacteur nucléaire EPR, du même type que celui de Flamanville.

Tout y est : le bâtiment réacteur avec sa cuve et ses générateurs de vapeur, la salle de contrôle, la turbine et son alternateur. Cette vue en coupe très fidèle du réacteur nucléaire EPR, composée de 1862 briquettes de construction de type Lego, sera distribuée courant 2026, à en croire George Govgassian, un employé d’EDF en charge du marketing. « Après des mois de travail en coulisses, j’ai l’occasion de montrer un projet secret sur lequel nous travaillions, et je suis ravi de le partager avec nos amis de la communauté nucléaire : le kit de construction EPR ! », s’enthousiasme cet agent, dans un post LinkedIn où il dévoile les premières images du kit.

La maquette semble conçue à partir de briquettes alternatives à Lego, puisque rien ne mentionne le célèbre fabricant. Il ne semble pas non plus s’agir d’une initiative isolée, le produit arborant le logo d’EDF, qui ne peut pas être utilisé sans approbation de l’énergéticien. Nous ignorons si la réplique de l’EPR sera commercialisée auprès du grand public, quel sera son prix et les boutiques où l’on pourra se la procurer, mais elle pourrait être fabriquée en de nombreux exemplaires. « On vise une commercialisation aux alentours du printemps [2026, NDLR] », assure George Govgassian, qui précise que « distribuer ce genre d’objet ce n’est pas notre cœur de métier ». « Le prix pour une distribution large est encore à l’étude », ajoute-t-il.

Sur le réseau social, de nombreuses personnes ont déjà manifesté leur intérêt, comme l’ingénieur expert en énergie Maxence Cordiez. En début d’année, une association avait également commercialisé des maquettes d’éoliennes en mer faites en briquettes de construction.

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

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

Stabiliser un réseau électrique insulaire non interconnecté

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

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

Des revenus pour les tribus locales

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

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

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

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

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

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

Des essais avant la mise en service définitive

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

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

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

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

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

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

Un financement mêlant public et privé

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

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

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

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

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

Une première mondiale

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Construire des flotteurs plutôt que des éoliennes

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

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

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