En cette fin d’année 2025, c’est à une véritable frénésie que nous avons assisté sur les marchés de l’argent. Or, le métal précieux ne sert pas que pour les bijoux. C’est aussi un métal indispensable pour l’industrie, et notamment pour la production de panneaux photovoltaïques. Quels problèmes l’envolée des cours va-t-elle poser ?

Les métaux précieux ont de tout temps servi de réserve de valeur. Premier d’entre eux, roi incontesté des monnaies depuis des temps immémoriaux : l’or, objet de toutes les convoitises. Que ce soit le mythe de l’Eldorado, colporté par les conquistadors espagnols, ou encore les grandes ruées vers l’or de l’histoire des États-Unis, l’or n’a pas manqué de marquer tant de pans de l’histoire humaine. Après lui, au deuxième rang, vient l’argent. Et le métal est tellement associé à la monnaie qu’il en est devenu synonyme.

Aujourd’hui, le cours des métaux précieux atteint des sommets. Et cela n’épargne pas l’argent. Qui dépasse chaque jour de nouveaux records. En fin d’année dernière, l’once d’argent (de 31,1035 g) se négociait à 71 $, tout en franchissant à son pic le plafond de 80 $. En septembre dernier, c’était deux fois moins, à environ 40 $. Tandis qu’en 2020, nous étions autour de 15 $. C’est une hausse pour le moins phénoménale.

Un métal indispensable au photovoltaïque

Problème : l’argent est très utilisé dans l’industrie. Et notamment, en ce qui concerne nos sujets, il entre dans la composition des panneaux photovoltaïques. Il y joue même un rôle essentiel, du fait qu’il est un excellent conducteur électrique. Il est utilisé en effet pour mailler la face arrière des cellules solaires. Et cette grille a un rôle essentiel : lorsque le rayonnement solaire va frapper le semi-conducteur qu’elle contient (la jonction P-N), il va libérer des électrons, lesquels seront collectés par cette grille d’argent, et contribuer ainsi à former le courant électrique.

Ainsi, chaque panneau contiendra quelques dizaines de grammes d’argent, de l’ordre de 10 à 40 mg/Wc (milligramme par watt-crête). Or, des panneaux photovoltaïques, il en est produit de grandes quantités aujourd’hui dans le monde. En 2024, les capacités de production cumulées atteignent en effet 2 200 GW, d’après l’IEA. Il en résulte une forte consommation d’argent. Et une part toujours croissante des besoins industriels.

Un acteur majeur du marché de l’argent

Mettons cela en perspective. En 2024, l’industrie a consommé environ 680 millions d’onces d’argent. Et le secteur photovoltaïque en est un des principaux acteurs, puisqu’il a consommé plus de 30 % de ce total, soit environ 200 millions d’onces. Avec l’augmentation des capacités solaires installées chaque année, il est possible que la consommation annuelle du secteur dépasse les 250 millions d’onces en 2030.

Ainsi, le secteur photovoltaïque est très consommateur d’argent, et donc une des causes importantes de l’envolée de son cours – même si bien sûr d’autres forces sont en jeu (tensions géopolitiques, attractivité des actifs tangibles comme l’or, le cours de l’argent lui étant lié). À ce titre, une très forte hausse du cours de l’argent devient progressivement un enjeu majeur pour la rentabilité des fabricants de panneaux photovoltaïques, avec à terme des risques de hausses de prix significatives.

Il existe des solutions, mais rien n’est simple

Face à cela, il existe plusieurs parades. En premier lieu, optimiser les procédés de fabrication de façon à réduire la consommation d’argent par unité de puissance installée. Par exemple, le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA) a récemment communiqué sur ses développements de technologies photovoltaïques à faible consommation en argent. Lorsque la masse des panneaux photovoltaïques produits aura atteint la fin de sa durée de vie, le recyclage sera également une option qui permettra de réduire les tensions sur le marché du métal précieux.

Enfin, le remplacement de l’argent par des alternatives moins coûteuses est également étudié ; il pourrait être substitué par du cuivre en premier lieu, mais également par des métaux comme l’aluminium ou le nickel. Bien entendu, plus le cours de l’argent sera élevé, plus ces solutions se montreront attractives, mais ce ne peut être aussi simple : la conversion des installations de production à ces nouveaux matériaux demande en effet du temps et de l’argent. Les fabricants se trouvent ainsi devant des paris difficiles à prendre sur la croissance future du cours de l’argent – un métal qui, par nature, est éminemment spéculatif.

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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.

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La surcapacité industrielle et la concurrence accrue entre fabricants continuent de tirer le prix des batteries vers le bas. En décembre dernier, les coûts ont atteint un nouveau plancher, et ce, malgré le contexte de hausse de certaines matières premières.

Après la flambée exceptionnelle enregistrée en 2022, les prix des batteries lithium poursuivent leur chute. Selon une enquête menée par BloombergNEF (BNEF), un nouveau record a été atteint en 2025. Le coût moyen mondial des batteries est ainsi tombé à 108 dollars par kilowattheure (kWh), contre 115 $/kWh en 2024 et 139 $/kWh en 2023. Cette baisse a été particulièrement marquée en Chine (-13 %), mais aussi en Europe (-8 %) et en Amérique du Nord (-4 %).

Le stockage stationnaire : le segment le moins coûteux du marché

Premier élément marquant du rapport de BNEF : le stockage stationnaire devient pour la première fois le segment le moins coûteux du marché. Le prix moyen des packs y atteint 70 $/kWh, soit une chute de 45 % en un an. Selon la société de recherche, cette situation s’explique par la surcapacité de l’industrie chinoise.

La Chine disposerait aujourd’hui d’une capacité de production annuelle de 557 gigawattheures (GWh) dédiée au stockage stationnaire, soit près du double de la demande mondiale. À cela s’ajoute une concurrence particulièrement intense entre fabricants, qui sont contraints de se livrer à une véritable guerre des prix, phénomène ayant déjà fragilisé l’industrie photovoltaïque du pays.

Une baisse malgré une hausse des prix des matières premières ?

Manifestement, la hausse des coûts de certains matériaux n’a globalement que peu affecté les prix des batteries. Si l’offre de lithium est restée abondante au premier semestre 2025, la fermeture de plusieurs mines en Chine, dont une majeure appartenant à CATL, a provoqué une envolée des prix. Le cobalt a également enregistré une forte hausse sur l’année.

En réalité, ces tensions sur les matières premières ont été en grande partie absorbées par l’évolution technologique du secteur. Les fabricants se tournent en effet de plus en plus vers la technologie lithium-fer-phosphate (LFP). Celle-ci est particulièrement prisée pour le stockage stationnaire et est de plus en plus utilisée pour les véhicules à courte autonomie. D’après BNEF, le prix moyen des batteries LFP s’est établi à 81 $/kWh en 2025, contre 128 $/kWh pour les batteries nickel-manganèse-cobalt (NMC).

Le même schéma devrait se maintenir en 2026. Le prix des matières premières (lithium, cobalt et nickel) devrait rester élevé, mais l’effet de hausse sera une nouvelle fois atténué par la montée en puissance des technologies LFP. BNEF anticipe ainsi un nouveau record de baisse, avec un coût moyen des batteries estimé à 105 $/kWh tous segments confondus.

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En 2025, l’Allemagne a produit plus de 50 % de son électricité à partir de sources renouvelables. Mais le chiffre n’est pas tout à fait satisfaisant. Voici pourquoi.

Début janvier, c’est l’heure des bilans. Et le secteur de l’énergie n’échappe pas à la règle. Aujourd’hui, c’est plus exactement la Federal Network Agency (BNetzA) et le Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems (ISE) qui livrent leurs chiffres concernant la production d’électricité en Allemagne.

En 2025 — selon des chiffres qui n’incluent pas forcément l’autoconsommation solaire très présente outre-Rhin —, le pays a produit entre 55,5 et 58,8 % de son électricité à partir de sources renouvelables. En tête, l’énergie éolienne qui, même si elle affiche un léger recul pour cause de vents défavorables, reste la principale source de production d’électricité en Allemagne. Environ 132 térawattheures (TWh) à répartir entre 106 TWh d’éolien terrestre et 26 TWh d’éolien en mer.

Le solaire photovoltaïque a quant à lui produit quelque 87 TWh d’électricité, dont presque 17 TWh en autoconsommation. Une production en hausse de plus de 20 % par rapport à 2024. Et qui dépasse pour la toute première fois celle obtenue dans le pays à partir de lignite.

L’Allemagne a aussi généré plus de 41 TWh d’électricité à partir de biomasse et un peu moins de 18 TWh d’hydroélectricité. Cette dernière ayant été mise en difficulté par des précipitations largement inférieures à la moyenne.

Des renouvelables bien présentes, mais qui doivent s’imposer plus

Au total, donc, ce ne sont pas moins de 278 TWh d’électricité renouvelable qui ont été produits dans le pays en 2025. Soit 6 TWh de plus que l’année d’avant. Le bilan reste bien inférieur à l’objectif fixé pour l’année de 346 TWh. À peine en hausse par rapport à 2024 où les renouvelables avaient déjà compté pour 58,5 % du mix électrique allemand. Alors même que la cible à atteindre est de 80 % d’ici 2030.

Ce ralentissement s’explique par des objectifs d’installation de nouvelles capacités éoliennes et solaires qui n’ont pas non plus été atteints : 68 gigawatts (GW) d’éolien installé en 2025 contre un objectif de 76,5 GW et 16 GW contre 22 GW pour le solaire.

Un effet quasi nul sur les émissions de CO₂

Du côté des énergies fossiles, le Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems rapporte une certaine stabilité. Car si la production à partir du très polluant lignite a reculé de plus de 5 %, celle à partir de gaz a augmenté d’à peine plus. La production d’électricité à partir de charbon n’a que légèrement progressé. Résultat, les émissions de dioxyde de carbone (CO₂) du secteur de la production d’électricité dans le pays sont restées à peu près constantes. De l’ordre de 160 millions de tonnes. Ce qui reste 58 % de moins qu’au début de la collecte des données en 1990.

Dernier constat : l’explosion du stockage par batterie. Les capacités ont augmenté de pas moins de 60 %, profitant d’une baisse des coûts et de fortes fluctuations des prix de l’électricité. L’Allemagne dispose désormais d’une capacité de stockage par batterie — essentiellement domestique — de l’ordre de 25 GWh. Le Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems estime les besoins du pays à quelque chose entre 100 et 170 GWh d’ici 2030.

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Les installations solaires à l’échelle du gigawatt s’invitent désormais en mer. Fin décembre 2025, la Chine a mis en service la plus grande centrale solaire offshore au monde.

Alors que l’éolien a su s’imposer en mer pour profiter des vents plus forts et plus réguliers, le solaire, lui, peine encore à s’y développer. Et pour cause : les panneaux photovoltaïques y sont exposés à des conditions particulièrement contraignantes, entre corrosion liée à l’eau salée, houle, vents violents et complexité de la maintenance. Après tout, pourquoi aller capter en mer des rayons solaires que l’on peut exploiter plus facilement à terre ?

Pourtant, Guohua Investment, filiale du groupe public China Energy Investment Corp, voit dans cet espace maritime une opportunité d’améliorer les performances du solaire. L’entreprise a ainsi lancé le projet HG14, une giga-centrale installée à huit kilomètres au large de la ville de Dongying, dans la province du Shandong, au nord-est de la Chine. Entièrement opérationnelle depuis fin décembre, l’installation devrait fournir de l’électricité à plus de deux millions de foyers.

2,3 millions de panneaux solaires installés sur des structures à pieux fixes

La centrale s’étend sur une superficie de 1 223 hectares et comprend près de 2,3 millions de panneaux photovoltaïques. Les modules sont bifaciaux de type n, et totalisent une puissance de 1 GW, le tout raccordé à un système de stockage de 200 MWh. La production annuelle attendue atteint 1,78 TWh, une électricité acheminée vers la terre ferme via des câbles sous-marins de 66 kilovolts.

Les panneaux sont posés sur des plateformes en acier fixées au fond marin à l’aide de pieux. Le projet en compte précisément 2 934, chacune mesurant 60 mètres de long pour 35 mètres de large. Ces structures à pieux fixes, ainsi que l’angle d’inclinaison choisi pour les panneaux (15°), permettent à l’installation de résister aux contraintes offshore, qu’il s’agisse des vagues, des marées ou des vents violents. Selon Zhang Bo, directeur adjoint du projet, la centrale est même conçue pour supporter des vents de force 11.

La mer comme régulateur thermique

Au-delà des risques inhérents à un environnement marin, Guohua Investment compte profiter d’un avantage en particulier : la température. À terre, les panneaux photovoltaïques peuvent dépasser les 60 °C lors des périodes les plus chaudes, entraînant des pertes de rendement significatives. En mer, la fraîcheur ambiante devrait limiter cette surchauffe. L’entreprise estime ainsi que le choix d’un site offshore pourrait améliorer l’efficacité globale de la centrale de 5 à 15 %.

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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.

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Un milliard : c’est la folle somme que la Belgique va donner à ses industries électrointensives pour soulager leur facture d’électricité. En réalité, l’Allemagne a déjà annoncé pareil soutien et la France le fait déjà, c’est un rééquilibrage permis grâce au dispositif Cisaf.

L’écart de compétitivité énergétique qui pénalise les industries électro-intensives, c’est le mantra des ministres de l’Énergie lorsqu’ils comparent les prix de l’électricité et du gaz avec leurs voisins.

Le 23 décembre sur son blog, le ministre fédéral belge de l’Énergie, Mathieu Bihet, a annoncé l’adoption par le Conseil des ministres de la « norme énergétique », un plan de 944 millions d’euros à dépenser jusqu’en 2029 pour faire baisser la facture d’électricité des entreprises les plus consommatrices d’énergie. « Les entreprises belges actives dans des secteurs stratégiques supportent actuellement des coûts de l’électricité plus élevés que ceux observés chez nos voisins, comme la France », a souligné le ministre. Chimie, sidérurgie, papier (des secteurs électrointensifs et polluants) sont dans le viseur de cette aide.

C’est un dispositif à deux bras. D’une part, une réduction des tarifs de transport de l’électricité et d’autre part, des aides d’État ciblées rendues possibles par l’évolution du cadre européen (Cisaf). Depuis juin, la Commission européenne autorise les États membres à accorder aux entreprises électro-intensives des réductions pouvant aller jusqu’à 50 % de leur facture d’électricité, à condition qu’elles s’accompagnent d’engagements en matière de décarbonation, d’efficacité énergétique ou de flexibilité de la demande.

Les électrointensifs voisins bénéficient de telles mesures de la part de leur gouvernement

Pour le ministre belge, il vient là corriger un « désavantage » concurrentiel vis-à-vis de pays ayant déjà mis en place des mécanismes de soutien similaires. Il pense à la France mais son autre voisin, Berlin, a adressé un gros chèque à ses industries électro-intensives, confrontées à des prix de l’électricité parmi les plus élevés d’Europe après la crise énergétique.

Le gouvernement allemand a notamment acté le principe d’un prix autour de 5 centimes d’euro par kilowattheure, pour plusieurs années et pour ces mêmes secteurs.

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D’anciens réacteurs nucléaires militaires américains pourraient être utilisés pour alimenter des data centers. Leur soif d’électricité est sans limite : ils recourent à toutes les solutions d’alimentation stable, fiable, presque à n’importe quel prix.

Aux États‑Unis, un projet prévoit de reconvertir d’anciens réacteurs nucléaires de la marine américaine pour alimenter des data centers. Un développeur énergétique texan envisage de réutiliser des réacteurs qui ne sont plus en service, après avoir propulsé des sous‑marins et porte‑avions, pour produire entre 450 et 520 mégawatts (MW) d’électricité et alimenter ces gloutons.

Fiables dans toutes les conditions, ces réacteurs pourraient fournir une puissance stable 24 heures sur 24. L’idée, rapportée par BFMTV, paraît saugrenue mais, remise dans son contexte, peut être analysée de la manière suivante.

De l’électricité en quantité et fiable

Nous avons parlé, sur Révolution Énergétique, de l’utilisation de turbines d’avion détournées pour générer de l’électricité ou de les mettre à l’eau pour refroidir les serveurs et réduire leur consommation liée à cette régulation de température. Google va même rouvrir une centrale nucléaire fermée depuis 2020.

L’enjeu, c’est de répondre à leur appétit électrique, en quantité et ce, de manière fiable. Des projets, comme celui qui prévoit l’installation d’un centre de données sur une ancienne centrale au fioul désaffectée, montrent que la réutilisation d’infrastructures existantes est une manière de sécuriser le raccordement. Leur consommation devrait croître exponentiellement. Le think tank Shift Project estime qu’elle sera multipliée par trois d’ici à 2030 en comparaison avec 2023.

Thomas Veyrenc, membre du directoire de RTE, tenait toutefois à nuancer les nombreux raccordements demandés, qui ne reflètent pas toujours la réalité. Il soulignait aussi que les centres de données actuellement raccordés en France consomment seulement 5 TWh, soit environ 20 % de la capacité réseau qui leur a été attribuée.

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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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Rien ne sera facile pour les projets de nouveau nucléaire en France. Fin 2025, c’est le projet d’une paire d’EPR2 sur le site du Bugey qui a subi un brutal revers administratif. Voyons de quoi il retourne.

EDF s’est lancé dans un vaste programme de construction de nouveaux réacteurs nucléaires, sous la forme de trois paires d’EPR2. La première paire est prévue pour compléter la centrale de Penly, dans le département de la Seine-Maritime. Les deux paires suivantes seront implantées sur le site de Gravelines (Nord), puis sur le site de Bugey (Ain). Et c’est ce dernier projet qui a fait l’objet d’une décision défavorable du tribunal administratif de Lyon.

Deux documents sont incriminés. Le premier document est le schéma de cohérence territoriale (SCOT), dont est responsable le syndicat mixte Bugey-Côtière-Plaine de l’Ain. Ce document avait été approuvé par délibération le 6 février 2023. La modification de ce SCOT avait permis à la commune de Loyettes de réviser son propre PLU (Plan local d’urbanisme), de façon à rendre constructible la zone de 150 hectares allouée au futur réacteur. Ce deuxième document avait été approuvé le 19 septembre 2024.

L’environnement insuffisamment considéré

Ces deux documents ont été attaqués par l’association Sortir du nucléaire Bugey. Et le tribunal administratif leur a donné raison. Le nœud du problème réside dans les deux décisions d’allocation des espaces au regard, d’une part, des espaces agricoles inconstructibles, et d’autre part, de la proximité d’une zone Natura 2000 – l’effet potentiel des centrales sur les milieux aquatiques aurait été insuffisamment étudié. Selon le tribunal, ces modifications étaient suffisamment importantes pour nécessiter la mise en œuvre d’une procédure de révision, plus contraignante, notamment du point de vue de la concertation avec le public.

En pratique, cette décision n’empêchera pas la construction des réacteurs, selon les propos à la fois du président du SCOT et de représentants de Sortir du nucléaire, rapportés par Le Progrès. Les militants voient dans cette décision un « bon signal envoyé pour la démocratie », en particulier vis-à-vis du processus de concertation publique. La décision du tribunal administratif peut être retrouvée sur son site.

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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.

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L’État publie le premier appel d’offres hydrogène avec plusieurs années de retard. Il vise à soutenir la production d’hydrogène décarboné dans l’Hexagone.

Le 29 décembre, Bercy a publié le cahier des charges du premier appel d’offres national destiné à soutenir la production d’hydrogène décarboné par électrolyse. Piloté par la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) et opéré par l’Ademe, le dispositif accompagnera sur quinze ans le développement d’une offre d’hydrogène décarboné destinée aux usages industriels.

Atteindre 1 GW d’électrolyse en France

L’objectif est de faire émerger 1 gigawatt (GW) de capacités d’électrolyse en France. Une première puissance de 200 MW est concernée par cet appel d’offres, pour lequel dix projets ont déjà été présélectionnés à l’issue d’un dialogue concurrentiel engagé fin 2024. Les présélectionnés s’adressent à la sidérurgie, la chimie ou la production d’engrais, hors raffinage, est précisé dans le communiqué de presse.

Le soutien est une aide proportionnelle aux volumes produits, afin de rendre l’hydrogène décarboné compétitif face à l’hydrogène fossile. Le soutien pourra aller jusqu’à 4 euros par kilogramme d’H₂ produit. Les projets seront de l’électrolyse de l’eau à partir d’électricité renouvelable ou bas carbone, nucléaire compris.

Les présélectionnés devront respecter certains critères. La part des composants d’électrolyseurs provenant d’un « pays prépondérant » (la Chine dans le viseur) doit être limitée à 25 % et les installations devront être capables de réduire leur production en cas de tension sur le réseau électrique. La flexibilité que les électrolyseurs peuvent offrir au réseau est gigantesque. Les offres finales devront être déposées avant le 27 février 2026 pour une désignation des lauréats attendue mi-2026.

La filière a besoin de cet appel d’offres

Ce premier appel d’offres arrive dans un contexte délicat pour la filière, c’est peu dire qu’il était attendu. Après une phase d’euphorie au début des années 2020, plusieurs projets ont été ralentis ou abandonnés sur fond de coûts élevés et de débouchés encore incertains. 

Son périmètre est aussi un changement de cap. Alors que les premières politiques publiques misaient largement sur la mobilité hydrogène, absente du périmètre de l’appel d’offres à l’exception des carburants durables pour l’aérien, l’État se focalise désormais sur les usages industriels les plus difficiles à décarboner. Un recentrage du périmètre qui fait écho aux critiques de la Cour des comptes sur lesquelles nous écrivions. Dans un rapport publié à l’automne, les sages jugeaient la stratégie hydrogène française trop dispersée et appelaient à cibler prioritairement les usages où l’hydrogène est réellement pertinent.

Avec ce premier appel d’offres, le gouvernement recentre la stratégie française sur l’industrie et sur les volumes pour obtenir un H2 décarboné alors que la filière de la production et de vecteurs de stockage est elle aussi en difficulté.

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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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Dans le cadre des soldes d’hiver 2026, la boutique en ligne Carplug propose une réduction de 5 % sur la borne de recharge domestique V2C Trydan 7,4 kW. Cette wallbox haut de gamme passe ainsi de 779,88 € à 740,89 €, soit une économie d’environ 39 euros pour les particuliers souhaitant s’équiper d’une solution de recharge à domicile de qualité.

La V2C Trydan 7,4 kW (monophasée) se présente comme une borne de recharge domestique monophasée compatible avec l’ensemble des véhicules électriques équipés d’un connecteur Type 2. Avec un courant de charge réglable entre 6A et 32A par incréments de 1A, elle permet d’adapter la puissance de recharge aux besoins spécifiques de chaque utilisateur et aux contraintes de l’installation électrique.

Le boîtier compact de 240 × 334 × 153 mm en polycarbonate noir affiche un poids contenu de 6,2 kg. La borne intègre un câble attaché de Type 2S, disponible en longueurs de 5 ou 10 mètres en option, ainsi qu’un compteur d’énergie permettant le suivi des consommations en kWh. Nous avons d’ailleurs pu tester cette borne de recharge placée dans la catégorie des wallbox haut de gamme.

Connectivité et gestion intelligente

L’équipement dispose de modules de communication Bluetooth et WiFi, permettant une gestion à distance via l’application V2C Cloud. Cette connectivité offre plusieurs fonctionnalités : programmation de la puissance maximale selon des plages horaires, planification de créneaux de charge, consultation de l’historique des sessions et verrouillage à distance.

La borne intègre également un système d’équilibrage de charge (aussi appelé délestage) qui ajuste automatiquement la puissance allouée au véhicule en fonction des autres consommations du foyer, et ainsi éviter de dépasser la puissance souscrite de votre contrat d’électricité. Elle peut se connecter directement, sans fil, aux onduleurs solaires des principales marques (GoodWe, Fronius, Huawei, Ingeteam, Kostal, SMA, SolarEdge, SolaX, Victron) pour optimiser l’utilisation de l’énergie photovoltaïque (en option).

Le contrôle vocal via Alexa ou Google Home, l’intégration avec Home Assistant et la disponibilité d’une API ouverte ainsi que de la communication Modbus TCP/RTU complètent les possibilités d’interfaçage du système.

Installation et protections requises

Comme pour toutes les wallbox, l’installation nécessite une ligne électrique dédiée avec des protections spécifiques : un interrupteur différentiel 40A Type A 30mA et un disjoncteur 40A Courbe C, non fournis avec la borne. Le câblage doit être réalisé en 10 mm² conformément aux normes en vigueur. Le montage peut s’effectuer au mur ou sur poteau en option.

Avec une certification IP54 pour la résistance aux intempéries et IK10 pour la résistance aux impacts, la borne peut fonctionner dans une plage de température comprise entre -25°C et +50°C. L’équipement est couvert par une garantie fabricant de 2 ans.

Caractéristiques techniques de la V2C Trydan 7,4 kW

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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 froid qui touche l’Hexagone depuis plusieurs jours produit quelques effets sur le réseau électrique. Ainsi, le 6 janvier à 10h15, entre dans l’histoire des consommations les plus élevées : un pic à 90 232 mégawatts (MW) a été atteint et un plafond vieux de 2018 tombe, mais pas le record absolu de 2012 à plus de 100 GW.

Les prévisions du gestionnaire du réseau électrique RTE ont bien du mal à suivre la consommation en cette période froide, sous les normales de saison. Lundi 5 janvier, une consommation 3 GW supérieure aux prévisions de la veille, 2 GW par rapport aux prévisions du jour et mardi une consommation qui dépasse la barre des 90 GW.

Capture d’écran du pic de consommation, site Eco2Mix

Une production plus carbonée, importée et chère en cas de pic

Ce n’est pas un record de consommation, ce dernier s’étant établi à 101 867 MW le 12 février 2012, mais un tel niveau n’avait plus été atteint depuis février 2018. Pour répondre à la demande élevée, le réseau appelle ses centrales thermiques, surtout au gaz (8 GW) et au fioul (1 GW), épaulant un nucléaire en forme (49 des 57 réacteurs produisent) et des centrales hydroélectriques en plein turbinage (15 GW). Les interconnexions sont ouvertes pour acheminer près de 8 GW depuis nos voisins vers la France.

Les « services systèmes » ont aussi servi à plein régime. Ils servent à équilibrer consommation et production à des échelles de temps très courtes. Le prix de la réserve secondaire (aFRR) pour le service qu’elle rend s’est envolé : 400 €/MWh à la hausse (production) et 200 €/MWh à la baisse aujourd’hui.

Retour à la normale en fin de semaine

Ces prochains jours, le pic devrait redescendre à des niveaux hivernaux plus ordinaires, avec la remontée des températures. Les pics journaliers devraient s’établir aux alentours de 75 GW.

Une chose à ne pas oublier, même si la consommation électrique est météo-dépendante : une grande part du chauffage est toujours au gaz en France. 127 GW est la puissance record de gaz (depuis quatre ans) atteinte au plus fort de la vague de froid, annonce GRDF.

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Le kit solaire plug and play de 800 W proposé par la boutique en ligne Mater France bénéficie d’une petite réduction de 20 euros à l’occasion des soldes d’hiver. Commercialisé 329 euros au lieu de 349 euros, ce système en autoconsommation est livré gratuitement et comprend deux panneaux photovoltaïques de 405 Wc ainsi qu’un micro-onduleur de 800 W avec suivi de production intégré via Wi-Fi.

Deux panneaux photovoltaïques, un micro-onduleur doté d’une prise classique capable de remonter les données de production en Wifi : il n’en faut pas davantage pour commencer à produire de l’électricité solaire chez soi. Le kit solaire plug and play soldé par Mater France à l’occasion des soldes d’hiver 2026 est un bon moyen de découvrir l’autoconsommation sans se ruiner ni se casser la tête. Fourni avec les câbles nécessaires et livré gratuitement pour 329 €, il devrait être rentabilisé en quelques années s’il est bien exposé au soleil et que vous veillez à autoconsommer au mieux l’électricité produite.

L’autoconsommation accessible via une prise standard

Les kits solaires plug and play représentent une solution d’autoconsommation simplifiée pour les particuliers. Contrairement aux installations photovoltaïques classiques nécessitant l’intervention d’un professionnel, ces dispositifs se branchent directement sur une prise domestique standard. L’électricité produite par les panneaux est injectée dans le circuit électrique du logement et consommée en priorité par les appareils en fonctionnement, réduisant ainsi la quantité d’énergie prélevée sur le réseau. Cette configuration permet de diminuer sa facture d’électricité sans engagement de travaux importants ni modification du tableau électrique. Vous devez bien sûr prendre soin d’autoconsommer la plus grande part possible de la production.

Attention aux précautions de sécurité

L’utilisation d’un kit solaire en autoconsommation implique certaines précautions. Il est recommandé de s’assurer que l’installation électrique est protégée par un disjoncteur de 16A de type C et un différentiel de 30 mA. La prise utilisée doit être en bon état, câblée en 2,5 mm² et reliée à un circuit dédié pour éviter toute surcharge. Il convient également de respecter les limites de puissance autorisées et de déclarer l’installation auprès du gestionnaire de réseau conformément à la réglementation en vigueur.

Contenu et caractéristiques techniques du kit solaire

L’ensemble du kit est disponible pendant les soldes à 329 euros avec livraison gratuite sur le site Mater France.

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À l’occasion des soldes d’hiver, la boutique en ligne Mon Kit Solaire propose une série de réductions sur une sélection de batteries et panneaux solaires prêts à brancher. Parmi les remises les plus intéressantes, on retrouve le pack comprenant la batterie Marstek Venus E 5 kWh 3.0 et le compteur CT002, vendu 1 379 €, soit une réduction de 170 € par rapport au prix habituel de 1 549 €.

Si la plupart des batteries solaires nécessitent une connexion directe en courant continu avec les panneaux photovoltaïques et peuvent donc poser un problème d’espace disponible, la batterie Marstek Venus E propose une alternative très pratique. Cette station de stockage plug & play se branche directement sur une prise domestique en courant alternatif. Elle peut donc être placée n’importe où, sans se soucier de sa proximité avec la centrale solaire. Elle stocke l’électricité solaire produite et injectée dans le réseau domestique AC en journée pour la restituer lors des périodes de faible production. Une prise backup intégrée permet d’alimenter des équipements prioritaires (jusqu’à 2 500 W) en cas de coupure de réseau. La Marstek Venus E est garantie 10 ans avec une durée de vie utile annoncée de 15 ans.

Le compteur Marstek CT002 inclus dans le pack (alors qu’il est habituellement vendu une centaine d’euros en option) assure une gestion automatique de l’injection via sa pince ampèremétrique qui détecte en temps réel les surplus de production et les besoins de consommation. Connecté en Wi-Fi ou Bluetooth à la batterie, il pilote automatiquement les cycles de charge et décharge pour optimiser l’utilisation de l’énergie solaire et éviter l’injection gratuite d’électricité solaire sur le réseau. Alternativement, il est possible de connecter la batterie à des modules tiers tels que Shelly, EverHome ou Homewizard, entre autres.

Caractéristiques techniques de la Marstek Venus E

L’intérêt d’une batterie pour une installation solaire en autoconsommation

Une installation photovoltaïque en autoconsommation présente un décalage entre production et consommation. Les panneaux produisent principalement en journée, alors que les besoins domestiques sont souvent plus importants en soirée. Sans stockage, l’électricité excédentaire est injectée sur le réseau, généralement sans valorisation financière ou à un tarif peu avantageux. L’ajout d’une batterie permet de stocker ces surplus pour les utiliser ultérieurement, augmentant ainsi le taux d’autoconsommation et réduisant la dépendance au réseau électrique. Cette optimisation se traduit par une amélioration de la rentabilité d’une centrale solaire et donc des économies sur la facture d’électricité.

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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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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.

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