La Commission de régulation de l’énergie rapproche du temps réel le laps de temps qu’a RTE pour équilibrer à chaque demi-heure le réseau électrique, se rapprochant toujours de la gestion temps réel.

Prévue par la réforme européenne du marché de l’électricité de 2024, l’équilibrage jusqu’à 30 minutes avant la livraison (le T-30) n’entrera en vigueur en France qu’en 2029. Selon la CRE, c’est une « évolution significative en termes d’exploitation » qui « impose de repenser l’organisation actuelle des marchés de l’équilibrage ». Première évolution validée : la révision des méthodes de dimensionnement des réserves rapides et complémentaires, mobilisées pour restaurer la fréquence du réseau. Ce sont les réserves qui sont activées, par ordre de rapidité d’activation et d’apport au maintien ou à la restauration de la fréquence, pour s’assurer que, chaque jour, la production d’électricité soit égale à la consommation.

La Commission de régulation de l’énergie valide une approche plus dynamique et probabiliste, dans laquelle RTE, le gestionnaire du réseau électrique, doit déterminer ses besoins d’équilibrage (dépendant des centrales disponibles et de ses prévisions de consommation), en tenant compte de leur variabilité croissante à court terme. Le dimensionnement ne repose donc plus uniquement sur des scénarios extrêmes (RTE prend beaucoup de marge pour équilibrer et cela coûte plus cher), mais sur une analyse plus fine des déséquilibres effectivement observés.

Le régulateur valide également l’introduction d’un dimensionnement explicite de la réserve rapide à la baisse (consommer le surplus d’électricité ou réduire la production) lié notamment aux injections excédentaires du solaire sur le réseau.

Des produits de marché rapprochés du temps réel

La seconde délibération de la CRE porte sur les modalités de contractualisation. La CRE approuve la création d’un nouveau produit capacitaire attribué via des appels d’offres journaliers. Ce mécanisme vise à « développer progressivement de nouveaux gisements d’équilibrage plus flexibles », capables d’intervenir sur des horizons très courts. La flexibilité de la demande a notamment le vent en poupe : les ménages peuvent avoir des appareils très consommateurs, comme un véhicule électrique, un chauffe-eau, tous pilotables à distance, comme ce que fait la startup Symphonics.

Dans un cadre T-30, les besoins d’équilibrage se matérialisent plus tardivement et exigent des actifs à forte réactivité, là où les dispositifs existants, souvent contractualisés à plus long terme, apparaissent moins adaptés (centrales à gaz). La CRE précise qu’elle sera attentive à ce que l’émergence de ces nouvelles flexibilités se fasse « à un coût maîtrisé pour la collectivité ».

Pourquoi ces deux délibérations à horizon 2029 ? Les déséquilibres tendent à se concentrer sur des horizons de plus en plus proches du temps réel, sous l’effet de la variabilité des productions renouvelables et des incertitudes de prévision météorologiques associées. Dans le même temps, la réduction de l’inertie du système (avec l’effacement progressif des centrales à turbines type gaz, nucléaire, charbon au profit de l’électronique de puissance des ENR) accroît la sensibilité de la fréquence aux écarts instantanés, justifiant ainsi le besoin de réserves rapidement mobilisables.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a confirmé, dans une délibération publiée le 10 mars, que le versement nucléaire universel (VNU) ne sera pas déclenché en 2026.

Sans surprise, la CRE fixe à zéro, dans une délibération, le tarif unitaire de minoration, autrement dit la réduction potentielle des factures d’électricité financée par les revenus du parc nucléaire d’EDF. L’État ne ponctionnera pas les revenus d’EDF tirés du nucléaire, étant inférieurs aux seuils de taxation prévus par le remplaçant de l’Accès régulé au nucléaire historique (Arenh).

Redistribuer les bénéfices excessifs aux consommateurs

D’où vient le VNU ? Il succède à l’Arenh, définitivement arrêté fin 2025. Pendant plus d’une décennie, l’Arenh a permis aux fournisseurs alternatifs d’acheter une partie de la production nucléaire d’EDF à un prix régulé fixé à 42 €/MWh. Un dispositif de plus en plus critiqué, notamment pour son inadéquation avec les niveaux de prix récents et pour les tensions qu’il créait sur le marché.

Or, le principe du VNU est radicalement différent et surtout le problème est inversé : plutôt que de réguler les volumes vendus, il vise à redistribuer aux consommateurs une partie des revenus du nucléaire lorsque ceux-ci dépassent certains seuils. Concrètement, si EDF vend son électricité à des prix élevés sur les marchés, une fraction de ces gains est captée et reversée sous forme de baisse de facture. À l’inverse, si les prix restent modérés, aucun mécanisme de redistribution ne s’active.

Le prix actuel de l’électricité ne permet pas d’activer le VNU

Pour 2026, les conditions ne sont pas réunies. Sur la base des prévisions de production et de commercialisation d’EDF, la CRE estime que le revenu moyen tiré du nucléaire atteindra environ 66 euros du mégawattheure (€/MWh). Un niveau bien inférieur au premier seuil de déclenchement, fixé à 78 €/MWh, et encore plus éloigné du plafond supérieur de 110 €/MWh. Dans ces conditions, aucune ponction sur les revenus de l’électricien public n’est prévue, et donc aucune minoration des factures pour les consommateurs.

Après les pics des prix observés en 2022 dans le sillage de la crise énergétique européenne, les prix ont largement baissé. L’Arenh était critiqué pour vider les poches d’EDF, son remplaçant le VNU le protège bien mieux désormais, avec des prix baissiers.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié le 19 mars une note sur l’évolution des mécanismes de soutien au photovoltaïque et ouvre la voie à une intégration plus systématique du stockage dans les appels d’offres.

Une note de la CRE pour penser à réformer le soutien public au solaire, dans un contexte de financement public décrié : mission Lévy-Thot, rapport de la Cour des comptes… Les heures de prix négatifs augmentent et les volumes d’énergie solaire écrêtés aussi, dégradant à la fois la rentabilité des installations solaires et la soutenabilité des charges de service public.

Le régulateur français argue que le problème vient du calcul du complément de rémunération. Pour les installations lauréates des appels d’offres, le soutien public repose sur un prix de marché de référence, dit M0, construit à partir d’un profil de production solaire national. Concrètement, les prix spot sont pondérés par les heures de production du photovoltaïque, ce qui permet d’estimer un prix capté moyen (production × prix pour chaque quart d’heure de la journée). Or, avec la cannibalisation des prix par le solaire (la fameuse cloche solaire ou duck curve), ce mécanisme tend à intégrer structurellement des prix faibles, voire négatifs puisque la production est concentrée sur les mêmes plages horaires.

Vers un changement du mode de calcul du tarif M0

La CRE propose ainsi d’arrêter ce mode de calcul en remplaçant le M0 profilé par une moyenne simple des prix spot mensuels. Ce changement technique modifie les incitations économiques : le producteur n’est plus rémunéré en fonction d’un prix capté passivement, mais en fonction de sa capacité à s’écarter de la moyenne du marché, donc à décaler sa production et ce, avec une batterie. Le M0 devrait augmenter et le complément de rémunération diminuer.

Dans ce nouveau cadre, l’hybridation avec des batteries prend tout son sens. En stockant l’électricité produite en milieu de journée pour la restituer en soirée, lorsque les prix sont plus élevés, l’exploitant peut améliorer significativement sa valorisation et donc son prix capté. La note évoque aussi la nécessité d’adapter les règles applicables en cas de prix négatifs. Aujourd’hui, le complément de rémunération peut être suspendu au-delà d’un certain nombre d’heures négatives, ce qui introduit une forme de risque sans pour autant encourager une réelle flexibilité. La CRE envisage de revoir ces modalités afin d’inciter les producteurs à éviter l’injection lors de ces périodes.

Le solaire doit devenir flexible

La PPE évoquait timidement l’hybridation des parcs solaires. Ici, la CRE montre son intérêt à remplacer les dispositifs actuels, centrés sur le photovoltaïque seul, par des appels d’offres hybrides intégrant une batterie.

Le solaire doit se flexibiliser, avec sa participation au mécanisme d’ajustement (baisse de sa production et flexibilité rémunérée) et avec sa vente décalée grâce à une batterie colocalisée. Mais attention, une batterie colocalisée ne fera pas que du load-shifting (déplacement de la production solaire) mais aussi des services systèmes et du trading, comme si elle était seule, sinon elle serait difficilement rentable.

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Le gouvernement français a confirmé, lors du cinquième conseil de politique nucléaire le 12 mars, que le Livret A financera en partie le programme des nouveaux réacteurs EPR2.

L’épargne des Français au service d’un grand projet : celui de construire les six nouveaux réacteurs nucléaires EPR2 déjà actés et huit autres optionnels. Mais en quoi peut-il aider à le financer ? Le Livret A est une épargne colossale constituée par 58 millions de Français, qui représente un pactole dormant de 449 milliards d’euros. Le chef de l’État souhaite le mettre au service du programme EPR2, dont le coût est évalué autour de 72 milliards d’euros selon la dernière estimation d’EDF, pour les six premières tranches.

Concrètement, la Caisse des dépôts, gestionnaire du livret A, accordera un prêt bonifié à EDF couvrant 60 % du coût total du programme sur les centrales nucléaires de Penly, Gravelines et Bugey. C’est la stabilité et le faible coût de l’épargne du Livret A, adaptée à des projets d’infrastructures lourdes et à long terme, qui justifient son recours par l’État.

Une épargne auparavant au service du logement social qui va devoir être partagée

Pour les épargnants, c’est la même sécurité d’épargne : le Livret A garde sa disponibilité et sa garantie de l’État. Ce qui change, en revanche, c’est l’usage de l’argent : une partie des dépôts historiques, auparavant dédiée au logement social et aux collectivités locales, va être, là, mobilisée pour le nucléaire.
Cette concurrence possible entre financement du nucléaire et logement social déplaît à certaines associations, ce à quoi le gouvernement assure que le programme ne mettra pas en danger les missions traditionnelles du Livret A.

Parallèlement, dans ce conseil de politique nucléaire, les grandes lignes du programme EPR2 et le calendrier d’investissement ont été validés avec une première mise en service prévue d’ici 2038. Il a également approuvé le programme aval du futur d’Orano pour renouveler les installations de retraitement et d’entreposage des combustibles nucléaires pour la cohérence du parc actuel avec les futurs EPR2.

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Au sommet mondial sur le nucléaire le 10 mars à Paris, la présidente de la Commission européenne, Ursula von der Leyen, a changé d’avis sur le nucléaire, comme E. Macron lors de son premier mandat.

« L’Europe a commis une erreur stratégique en se détournant du nucléaire », a déclaré la présidente allemande de l’exécutif en ouverture du sommet sur le nucléaire auquel participaient plusieurs dizaines d’États et d’acteurs du secteur. Selon elle, le système énergétique « le plus efficace » repose sur une combinaison entre nucléaire et renouvelables : le premier offrant une énergie « fiable et à faibles émissions » et les seconds étant « moins chers mais fluctuants ».

Cette prise de position est une première. Longtemps, la Commission européenne s’est montrée prudente sur l’atome, privilégiant les énergies renouvelables dans ses grandes stratégies énergétiques et climatiques.

Longtemps la France a dû batailler pour imposer le nucléaire

Agnès Pannier-Runacher doit se souvenir de la bataille sur la notion d’hydrogène décarboné (et l’inclusion de celui produit à partir du nucléaire) et de la baisse de la part du nucléaire dans le mix électrique, sont autant d’exemples où le bras de fer a été perdu par la France face à l’Allemagne ou l’Autriche.
La guerre en Ukraine, en Iran, le Covid sont depuis passés par là. L’électrification a aussi contribué à reconsidérer le rôle du nucléaire dans leur mix énergétique. Dans ce contexte, Bruxelles cherche désormais à encourager les nouveaux réacteurs.

Mme. Von der Leyen veut faire de l’UE « un pôle mondial du nucléaire de nouvelle génération ». La Commission a présenté le même jour une stratégie visant à accélérer le déploiement des petits réacteurs modulaires (SMR), une technologie plus acceptable. La Commission a également annoncé la mobilisation de 200 millions d’euros de garanties pour soutenir ces projets, via différents instruments européens. L’objectif est de réduire les risques pour les investisseurs et d’attirer davantage de capitaux privés dans la filière.

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Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité français RTE a présenté ses résultats 2025 : augmentation de l’activité, des résultats financiers en hausse et une électrification avec des demandes de raccordement à tout va.

Les raccordements, grosse activité de RTE, ont progressé de 60 % par rapport à 2024. RTE a transmis plus de 460 propositions techniques et financières et réalisé plus de 3 800 études exploratoires, c’est le double de l’année précédente, explique-t-il dans son communiqué de presse à l’annonce des résultats. Ces analyses sont obligatoires pour les porteurs de projets et permettent d’évaluer la faisabilité d’un raccordement avant une demande formelle. La transformation de l’essai est quand même limitée. En 2025, 28 projets de consommation ont signé une convention de raccordement, un niveau stable par rapport à l’année dernière.

Un demi-milliard d’euros de résultat net

Sur le plan financier, RTE affiche un résultat net de 554 millions d’euros contre 171 millions en 2024, malgré la hausse des charges d’exploitation liées notamment à la gestion des congestions et à l’équilibrage du système électrique. Le chiffre d’affaires atteint 6,6 milliards d’euros contre 5,6 milliards un an plus tôt. Les recettes issues du TURPE ont représenté 4,78 milliards d’euros. Les revenus liés aux interconnexions ont atteint 1,67 milliard d’euros (+41 %) grâce à un niveau record d’exportations d’électricité et aux écarts de prix avec les pays voisins.

Pour financer la montée en puissance de ses investissements, RTE a poursuivi ses levées de fonds en 2025. L’entreprise a émis deux obligations vertes pour un total de 1,75 milliard d’euros. Elle a également obtenu un prêt de 800 millions d’euros de la Banque européenne d’investissement pour l’interconnexion du Golfe de Gascogne et un prêt d’un milliard d’euros auprès de la Banque des Territoires. Le marché obligataire devrait être sollicité au moins deux fois en 2026.

« Premier prêt, premier servi » pour les demandes de raccordement

RTE souhaite également faire évoluer les règles de raccordement pour sortir de l’embouteillage actuel. Une consultation publique est en cours jusqu’au 20 mars pour introduire une logique de « premier prêt, premier servi » plutôt que premier arrivé, premier servi, avec la possibilité de demander des preuves d’avancement aux porteurs de projets.

Parallèlement, de nouvelles règles d’exploitation du réseau doivent entrer en vigueur au printemps 2026 afin de mieux gérer la flexibilité des installations renouvelables et d’éviter l’arrêt simultané de nombreuses centrales lorsque les prix de marché tombent en prix négatifs. Pour 2026, la priorité reste le raccordement des grands pôles industriels électrifiés, notamment à Dunkerque, au Havre et à Fos-sur-Mer. RTE prévoit d’y consacrer plus de 4,2 milliards d’euros d’investissements, un programme que vient d’approuver la Commission de régulation de l’énergie.

La CRE valide une augmentation des moyens de RTE

La Commission de régulation de l’énergie a approuvé, dans une délibération fin février, le programme d’investissements 2026 de RTE. Le régulateur valide une enveloppe de 4,24 milliards d’euros, + 27 % / 2025. Cela concerne les projets de raccordement de nouveaux utilisateurs et d’adaptation du réseau (+394 millions d’euros), le renouvellement des infrastructures existantes (+154 millions) ainsi qu’au programme de raccordement des parcs éoliens en mer (+106 millions).

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