Roland Lescure et Sébastien Martin viennent de dévoiler un « plan national de résilience » destiné à reconstruire une filière française des terres rares et aimants permanents et réduire la dépendance stratégique à la Chine.

Mardi 5 mai, à Lacq (Pyrénées-Atlantiques), la France s’est dotée d’un plan terres rares et aimants permanents. Les terres rares — néodyme, praséodyme, dysprosium ou terbium — sont partout : au cœur des moteurs électriques, des éoliennes offshore, des radars militaires ou des smartphones. Sans elles, impossible de produire les aimants permanents de formule NdFeB qui équipent la plupart des technologies bas carbone. Problème, Pékin contrôle aujourd’hui près de 70 % de l’extraction mondiale et jusqu’à 90 % des capacités de raffinage. Les restrictions chinoises à l’export imposées en 2025 dans le contexte des tensions commerciales avec Washington ont accéléré la prise de conscience sur l’enjeu de sécuriser l’approvisionnement. « La guerre en Iran nous démontre tous les jours que dépendre exagérément d’un endroit du monde pour l’une de nos matières premières est un handicap », a déclaré Roland Lescure à Lacq. Le gouvernement veut éviter « de remplacer une dépendance au pétrole par une dépendance aux métaux critiques ».

Le choix de cette commune des Pyrénées Atlantiques ne doit rien au hasard. L’ancienne plateforme gazière béarnaise doit devenir le centre névralgique de la nouvelle stratégie française avec la société Carester et son usine Caremag de séparation de terres rares lourdes et légères. Ce sont 185 millions d’euros d’investissements dont 106 millions de soutien public via France Relance, France 2030 et le crédit d’impôt industrie verte. À partir de 2028, Caremag doit produire plus de 500 tonnes de dysprosium et 100 tonnes de terbium par an, ainsi que 800 tonnes de néodyme et praséodyme. Selon le gouvernement, cela couvrira à terme 100% des besoins européens en terres rares lourdes destinées aux aimants permanents.

Le site de Solvay à La Rochelle va aussi renaître. Ancien champion mondial des terres rares dans les années 1980-1990, l’usine doit produire environ 3 000 tonnes par an d’oxydes de néodyme et praséodyme grâce à 30 millions d’euros d’aides publiques. Ensemble, les capacités de Solvay et Carester pourraient couvrir plus de la moitié des besoins européens en terres rares pour aimants permanents d’ici 2030. Le britannique Less Common Metals prévoit ainsi d’implanter à Lacq une usine de métallisation des terres rares capable de produire 2 400 tonnes d’alliages par an. À Grenoble, la start-up MagREEsource, issue du CNRS, développe une technologie de recyclage d’aimants permanents par hydrogénation avec l’objectif de produire 1000 tonnes d’aimants recyclés à horizon 2030.

Privilégier les productions européennes dans la production automobile et éolienne

Un peu à la manière de ce qui se passe dans le secteur photovoltaïque, ce plan de résilience prévoit également d’encourager la demande en terres rares françaises ou européennes. Les aides France 2030 accordées aux industriels de l’automobile seront conditionnées à la remise de plans de diversification des approvisionnements. Dans l’éolien offshore, les futurs appels d’offres imposeront que moins de 50 % des aimants proviennent du « pays dominant à l’échelle mondiale » (la Chine). La souveraineté ne coûte pas si cher d’après le ministère de l’économie. Entre 150 et 250 euros supplémentaires par véhicule électrique. Encore ne faudrait-il pas remplacer la dépendance sur le pétrole à une nouvelle sur les terres rares et aimants permanents.

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Avec le grand plan d’électrification de la France, RTE a du pain sur la planche. Pour soutenir les investissements nécessaires à la modernisation et l’extension du réseau français de transport d’électricité, RTE s’apprête à contracter un prêt de 5 milliards d’euros auprès de son principal actionnaire, à savoir la Caisse des dépôts. 

Actionnaire de RTE à 49 %, la Caisse des dépôts, accorde un prêt de 5 milliards d’euros à RTE, via la Banque des Territoires, pour financer une partie de son grand plan (SDDR) à 100 milliards. Il sera décaissé progressivement d’ici à 2029. RTE a déjà réalisé deux émissions obligataires pour 1,7 milliard d’euros en 2025. D’où vient cet argent ? Du fonds d’épargne, c’est-à-dire les livrets réglementés, notamment le Livret A. C’est une ressource liquide, accessible à tout moment pour les épargnants qui a pour but de financer des infrastructures long terme. Le fonds d’épargne « met une fois encore l’épargne des Français à leur service et à celui des générations futures », souligne le directeur général de la CDC, Olivier Sichel.

Pourquoi RTE emprunte-t-il de tels montants ? Le transporteur d’électricité prévoit de consacrer 100 milliards d’euros d’ici à 2040 à la modernisation et à l’extension de son réseau. Ces 100 milliards d’euros serviront notamment à renouveler une partie des lignes existantes, raccorder les nouvelles capacités de production renouvelable (notamment l’offshore) et accompagner l’électrification des usages, qu’il s’agisse de l’industrie, des transports ou des infrastructures numériques. Ce plan a fait l’objet d’un débat et son enveloppe est similaire à celle d’Enedis.

Le TURPE ne suffit plus

Face à ces investissements massifs, le modèle habituel de RTE n’est plus adapté. Le Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), principale source de revenus de RTE validée par la CRE, ne suffit plus à couvrir l’ensemble des besoins. L’entreprise a donc engagé une stratégie de diversification avec des émissions obligataires et des financements institutionnels notamment de la Banque européenne d’investissement (BEI). Le prêt doit encore être autorisé par la Commission européenne, qui doit s’assurer de sa conformité avec les règles en matière d’aides d’État pour ne pas distordre la concurrence entre Etats membres.

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Un décret publié le 3 mai 2026 au Journal officiel autorise EDF à engager l’ensemble des opérations sur l’ancienne centrale nucléaire du Haut-Rhin, avec un calendrier qui s’étire jusqu’au 30 juin 2048.

Six ans après l’arrêt définitif des deux réacteurs, il ne manquait plus que le décret. Depuis 2020, le site était entré dans une phase transitoire avec le retrait du combustible et des opérations préparatoires sans que le cadre réglementaire du démantèlement complet ne soit encore fixé. Le voilà désormais publié, Fessenheim entre officiellement en phase de démantèlement.

Le premier démantèlement français d’un réacteur de grande puissance

L’îlot nucléaire et l’ensemble des installations seront démantelées en quatre étapes : les équipements, l’assainissement des structures et des sols, démolition des bâtiments jusqu’à au moins un mètre de profondeur et enfin la réhabilitation du site. À terme, l’objectif est de supprimer toute contrainte radiologique pour que le terrain devienne à nouveau un terrain industriel. Le territoire pâtit de la fermeture, une nouvelle dynamique d’activité et d’emplois pourra s’enclencher. EDF a pour projet de créer d’ici à 2032, près du site de Fessenheim, un technocentre de recyclage de métaux faiblement radioactifs.

Le décret encadre également les conditions d’exploitation du chantier. Les effluents issus des opérations devront être traités et contrôlés avant rejet et EDF aura la charge d’assurer un suivi régulier de l’avancement, des impacts environnementaux et de la radioprotection des travailleurs. Si plusieurs démantèlements sont en cours sur le territoire national, Fessenheim est une première de par son envergure. Le chantier, qui doit s’étendre sur plus de vingt ans, servira de référence pour les futurs démantèlements suivant les visites décennales et prolongations qui en découleront.

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À midi, les prix plongent en territoires lointain négatifs. Et les batteries vont en partie redresser la situation, mais ne pourront pas la résoudre.

-480 euros le mégawattheure (€/MWh) en milieu de journée dimanche, -200 €/MWh samedi, sur le marché day-ahead de l’électricité les extrêmes négatifs sont abyssaux alors que le mois d’avril est normalement « moins pire » que le mois de mai. Les heures à prix très bas se comptaient en dizaines par an ; elles sont désormais légion, des centaines. Et demain, des milliers ?

La raison de cette explosion est simple. À mesure que des panneaux solaires sont déployés, la production électrique explose en milieu de journée, tandis que la consommation stagne d’année en année. Face à ce surplus d’électricité, les prix chutent. La situation ne semble pas prête de s’améliorer puisque l’Allemagne espère atteindre 215 GWc de photovoltaïque en 2030, tandis que la France vise 48 GWc à la même échéance. Si rien n’est fait, en 2030, jusqu’à un cinquième de l’année pourra être des heures négatifs.

Les batteries peuvent résoudre une partie du problème

Avec le déploiement de capacité de stockage via de systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS), le phénomène peut être atténué. Pour ces installations, le pic de production solaire constitue une énorme source de revenu, puisqu’elles sont payées pour se charger en début d’après-midi, et elles déchargent à un tarif élevé le soir, en captant ce que l’on appelle un spread. En admettant un déploiement gigantesque, ces batteries pourraient se cannibaliser. À mesure de leur déploiement, les prix seront moins négatifs le midi et moins élevé le soir, diminuant ainsi le spread.

Pour l’heure, la quantité de batteries en développement, et leur faible nombre d’heures de stockage, ne peuvent absorber qu’une portion du pic solaire quotidien. Le reste continue de faire baisser les prix. En parallèle, les échanges transfrontaliers sont limités. Une batterie installée en Allemagne soutient les prix allemands mais n’aide quasiment pas la France. Et inversement. Pourquoi ? Parce que le soleil brille en même temps des deux côtés du Rhin.

Côté batterie, plus elles sont nombreuses, moins elles gagnent d’argent. En réduisant les spreads, elles grignotent leur propre rentabilité, ce qui limite leur déploiement.

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L’Agence internationale de l’énergie (AIE) s’inquiète, concernant l’approvisionnement en gaz naturel liquéfié (GNL). Selon un rapport publié le 24 avril, les dégâts subis par les infrastructures du Qatar vont retarder d’au moins deux ans l’arrivée de nouvelles capacités sur le marché mondial. 

La fermeture du détroit d’Ormuz et les attaques sur les installations gazières par l’Iran ont entraîné la perte temporaire d’environ 20 % de l’offre mondiale de GNL. En mars, la production mondiale a reculé de 8 % et les exportations du Qatar et des Émirats arabes unis ont chuté de près de 9,5 milliards de mètres cubes. Début avril, les livraisons affichaient déjà une baisse de 10 %, ce qui veut dire que les effets se propagent sur les chaînes logistiques.

Sans surprise, les prix restent hauts. En Europe, le gaz s’est échangé autour de 18 dollars/MBtu (unité britannique), soit environ 67€/MWh en mars, son plus haut niveau depuis la crise de 2022-2023. En Asie, les prix ont atteint 21 dollars. Dans les deux cas, ils ont plus que doublé en quelques jours début mars, le marché est sous tension.

l’Union européenne de plus en plus exposée

Et la situation ne devrait pas s’arranger selon l’AIE, dans un rapport publié le 24 avril. La vague de nouveaux projets GNL, censée détendre le marché à partir de la seconde moitié de la décennie, sera décalée d’au moins deux ans. Les dégâts sur les capacités de liquéfaction du Qatar pourraient amputer la production du pays de près de 70 milliards de mètres cubes d’ici 2030. Au total, le conflit pourrait entraîner une perte cumulée d’environ 120 milliards de mètres cubes de GNL entre 2026 et 2030. C’est 15 % de l’offre.

Pour l’UE, la situation devient délicate à gérer. Nous avons bien remplacé le gaz russe par du GNL, avec un volume record de 104 milliards de mètres cubes importé cet hiver, pour plus de 40 % de nos approvisionnements. Mais l’exposition à la volatilité de ce gaz est de plus en plus grande. En mars, la consommation européenne a d’ailleurs reculé d’environ 4 % principalement à cause de la hausse des prix.

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Un financement par les Certificats d’économie d’énergie (CEE) ou un risque de ne pas honorer toutes les demandes, MaPrimeRenov’ et le chèque énergie sont des politiques à ajuster, selon la Cour des Comptes.

Ce sont deux des aides les plus demandées. Les ménages demandent à tout va MaPrimeRenov’ et le chèque énergie. Mais en miroir, les financements sont de plus en plus précaires puisqu’elles coûtent cher. Dans son analyse de l’exécution 2025 de ces deux aides, la Cour des comptes relève des fragilités financières de MaPrimeRénov’ et du chèque énergie : le politique a des ambitions, mais en a-t-il toujours les moyens ?

MaPrimeRenov’ en est le portrait. Après son recentrage sur les rénovations globales, le dispositif a connu un « succès important » et les ménages se sont rués dessus jusqu’à saturer et atteindre le plafond des demandes. Début 2026, 83 000 dossiers étaient en attente, pour un objectif de 120 000 rénovations d’ampleur inscrit au budget. Autrement dit, près de 70 % de la cible annuelle était déjà en file d’attente avant même le plein déploiement.

Débudgétiser mais fragiliser

Résultat : une suspension temporaire des dépôts à l’été 2025, à cause d’une enveloppe sous-dimensionnée par rapport aux demandes. Car dans le même temps, les crédits budgétaires se contractent. Le projet de loi des finances est discuté et le déficit de l’Etat fait craindre une suspension à durée indéterminée. Pour compenser, l’État mise de plus en plus sur les certificats d’économie d’énergie (CEE), une manière de gérer ces aides hors budget propre en mettant à contribution le secteur de l’énergie. Et qui réduit la maîtrise des investissements.

Dans son analyse du budget de l’État en 205, la Cour des Comptes voit, là, un « risque financier notable » pour l’Agence nationale de l’habitat (Anah), l’opérateur de MaPrimeRénov’. Elle est confrontée à un décalage déjà observé entre le volume des dossiers engagés et les financements réellement disponibles. C’est donc sa capacité à honorer les aides promises qui est interrogée par la Cour.

Chèque énergie, même constat. En 2025, le dispositif a été budgété en dessous des besoins et un trou d’environ 100 millions d’euros en crédits de paiement s’est créé. Pour assurer sa continuité, l’État a dû recourir à des redéploiements de crédits internes et mobiliser la réserve de précaution d’autres programmes. La Cour critique également le niveau élevé des frais de gestion et baisse mécaniquement l’aide effectivement utile aux rénovations.

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Avec près de 250 000 emplois directs en France en 2024, les énergies renouvelables sont un secteur économique à elles seules. Le Syndicat des énergies renouvelables (SER) veut montrer à quel point la filière pèse et mérite d’être protégée.

Le président du Syndicat des énergies renouvelables (SER) continue son intense lobbying pour sauver la filière. Il résume l’enjeu, dans un post Linkedin, mathématiquement : « 250 + 170 = 420 000 emplois ». Un total qui agrège les emplois directs et indirects liés aux filières renouvelables. Un volume d’emplois comparable à celui de la filière automobile, qui en compte 336 000 aujourd’hui.

Du travail un peu partout en France

Le SER, pour grossir encore le trait, a compté les emplois indirects et induits pour atteindre ainsi 775 000 emplois en France. Sous-traitance, services, consommation locale : chaque emploi direct générerait ainsi jusqu’à deux emplois supplémentaires.

Au-delà du nombre, l’étude menée par le cabinet Colombus Consulting montre l’ancrage territorial de ces emplois. Contrairement à d’autres industries, les activités liées aux renouvelables – installation, exploitation, maintenance – sont par nature disséminées sur tout le territoire. La densité moyenne atteint 3,8 emplois directs pour 1 000 habitants, avec l’Auvergne-Rhône-Alpes ou les Pays de la Loire en tête quand l’Île-de-France est plus loin derrière.
La taille des entreprises montre aussi l’aspect disséminé : ce sont des PME et TPE.

Un moyen de pression pour sauver la filière

La filière s’inquiète des risques liés à l’instabilité réglementaire, susceptible de freiner investissements et emplois. Le SER fait pression pour continuer la poursuite des appels d’offres, dynamisant le vivier d’emplois non négligeable. Une catastrophe sur les emplois passerait beaucoup moins bien qu’une catastrophe sur les finances publiques, juge le gouvernement en poursuivant les investissements dans les ENR.

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Il y en aura près de 90 000 à travers toute la France. Le gestionnaire du réseau de transports d’électricité RTE a dévoilé l’allure et les caractéristiques des nouveaux pylônes, ces grands mâts supportant les lignes à très haute tension dont le chantier coûtera 24 milliards d’euros.

Le « Trianon », le « Chat », le « Beaubourg » et même le « Muguet » : si ces petits noms ne vous disent rien, ils font pourtant partie de votre quotidien. Ils désignent les différents types de pylônes haute tension qui rythment les paysages français. La famille s’enrichit d’un nouveau modèle sobrement baptisé « pylône nouvelle génération », qui n’a manifestement pas l’honneur d’être gratifié d’une élégante appellation comme ses prédécesseurs.

Plus de 23 000 km de lignes à remplacer d’ici 2040

C’est ce modèle que le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE va désormais utiliser lors des renouvellements et constructions de lignes nouvelles à très haute tension. D’ici à 2040, 23 500 kilomètres de lignes à haute et très haute tension seront remplacés, les 85 000 à 98 000 pylônes en même temps.

Le réseau est vieillissant, c’est vrai. Mais il doit aussi s’adapter notamment au réchauffement climatique et doit s’étendre. Certaines lignes construites ont plus de 80 ans et ne sont pas dimensionnées pour des températures dépassant 45 degrés : elles se dilatent et peuvent s’affaisser. Le pylône, fruit d’un appel à projet, repose sur une structure en béton dont l’emprise au sol est réduite de 30 % et est associée à de l’acier recyclé à 80 %. Son empreinte carbone sur le cycle de vie est réduite d’environ 28 % par rapport aux modèles actuels selon RTE. Sa durée de vie est estimée à une centaine d’années et ne nécessitera pas de remise en peinture régulière.

Un pylône plus cher

Le pylône se veut aussi plus simple car il est composé d’environ 200 pièces contre plus de 1 000 pour les modèles treillis classiques. Il a aussi deux fois moins de boulons. Il prend donc deux jours de moins à être monté grâce à sa standardisation et permettra d’accélérer le rythme du renouvellement : 800 km de lignes par an aujourd’hui jusqu’à 2 500 km par an à 2040. Le cahier des charges a recherché, disons, l’efficacité dans ce chantier monumental.

Inconvénient : RTE admet qu’ils sont plus chers, de 5 à 6 % par rapport aux pylônes actuels (environ 275 000 euros pour une ligne 400 kV).
Les premiers seront installés entre Aurillac et Figeac et au total 230 pylônes seront installés entre 2028 et 2032.

Pourquoi RTE ne parle-t-il pas d’enfouissement ? À très haute tension (400 kV), il est techniquement complexe sur de longues distances et jusqu’à huit fois plus coûteux selon RTE. La modernisation des lignes aériennes reste donc la solution privilégiée pour accompagner l’électrification du pays, mais elle peine à être acceptée, comme dans les Landes.

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Le gouvernement a présenté le 23 avril son plan d’électrification avec 22 mesures pour réduire notre dépendance énergétique qui coûte encore près de 58 milliards d’euros par an à la France, dont 17,4 milliards pour le gaz.

Aujourd’hui, les énergies fossiles représentent encore 58 % de la consommation finale, contre seulement 27 % pour l’électricité. L’objectif est de ramener cette part à 40 % dès 2030, fixé par la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3), et sous les 30 % en 2035. Et pour cela, il faut électrifier. Au-delà d’un objectif écologique, c’est les prix du gaz durablement hauts qui inquiètent le gouvernement.

Les mesures liées à la crise énergétique causée par le conflit au Moyen-Orient, comme le gel de 6 milliards d’euros et les primes carburant, sont autant de dépenses temporaires qui n’ont aucun effet pour changer la dépendance. Ce sont des mesures d’atténuation.

Fin programmée du gaz dans le bâtiment

C’est dans le secteur du logement que l’annonce est la plus importante. On peut lire, dans le plan, la fin du gaz dans les constructions neuves : à partir de 2027, aucun bâtiment ne pourra en être équipé, même en appoint. À l’horizon 2030, plus aucun logement neuf ne devra consommer de gaz. C’est une révolution.

MaPrimeRénov’ change à partir du 1ᵉʳ septembre 2026 : les rénovations d’ampleur ne pourront plus conduire à conserver un chauffage au gaz. Finies donc les rénovations « hybrides », une pompe à chaleur (PAC) est plus écologique et permet de diviser par deux la facture énergétique d’un ménage.
Dans le parc social, même logique : l’éco-PLS ne financera plus aucune installation au gaz dès 2027 et les bailleurs s’engagent à ne plus installer de chaudières fossiles dans les maisons individuelles.

Les PAC ont décidément le vent en poupe, malgré leur baisse des ventes. Objectif : un million d’équipements installés d’ici 2030. Une nouvelle offre « clés en main » doit lever le principal frein, celui de l’investissement initial. Les ménages pourront financer leur installation sous forme de mensualités sur trois ans, sans avance de trésorerie, avec un coût inférieur à leur facture énergétique actuelle.

Transports : véhicule électrique à tour de bras

Le gouvernement prévoit 50 000 nouveaux véhicules électriques en location sociale dès 2026, pour les ménages modestes, avec des loyers pouvant aller sous les 100 euros par mois. Un second dispositif vise les « gros rouleurs » des classes moyennes : infirmiers, aides à domicile ou travailleurs ruraux, avec des aides à l’achat jusqu’à 7 700 euros pour compenser l’écart de prix avec les modèles thermiques. Objectif : 50 000 achats supplémentaires dès cette année.

Le soutien est tous azimuts, exemple avec les professionnels. Les aides à l’achat de véhicules utilitaires électriques pourront atteindre 9 500 euros, destinées aux poids lourds de plus de 100 000 euros. En parallèle, l’État veut accélérer le déploiement des infrastructures : le nombre de points de recharge sur le réseau routier national doit être multiplié par cinq d’ici 2035.

Limiter structurellement le gaz

Et si le réseau de gaz devenait largement payant ? Les nouveaux raccordements devront être financés par les demandeurs et ne seront plus mutualisés. C’était un avantage du gaz sur les raccordements électriques. Parallèlement, 100 « territoires d’électrification » seront lancés dès l’été 2026, avec pour mission explicite de planifier la sortie du gaz. La publicité pour les énergies fossiles sera interdite d’ici fin 2026.

Qui va financer ?

Au total, 4,5 milliards d’euros par an seront fléchés vers l’électrification d’ici 2030 en complément des 5,5 milliards déjà mobilisés. Le bâtiment captera la plus grande part avec 1,1 milliard d’euros des CEE. Le plan du gouvernement s’est partiellement inspiré des groupes de travail pilotés par les secteurs industriels. Numérique, industrie, artisanat, agriculture, tous sont représentés.

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En pleine crise des prix du gaz à cause du blocage du détroit d’Ormuz, le gouvernement veut électrifier la France à tour de bras. Il a donc missionné les ministères et les industriels pour réaliser des propositions au plus proche de leurs enjeux. Voici ce qui ressort des groupes de travail « industrie et artisanat » et « numérique ».

Cela fait quelques semaines que les industriels travaillent à faire des propositions sur ce qui est électrifiable ou non et les freins qu’ils voient dans leur activité. Lancés à l’initiative du gouvernement dans le cadre du futur plan d’électrification, les groupes de travail sectoriels — industrie, artisanat, numérique — ont remis des rapports au gouvernement.

Si une « électrification massive » est compliquée, il y a un vrai potentiel mais sa concrétisation dépend de conditions économiques, réglementaires et infrastructurelles encore loin d’être réunies. D’où le plan à venir.

Un potentiel technique répandu et accessible mais sous-exploité

L’électrification de l’industrie ne relève plus du pari technologique. Les groupes de travail estiment qu’environ 60 % des usages thermiques fossiles sont aujourd’hui électrifiables à partir de solutions matures : pompes à chaleur industrielles, chaudières électriques, fours à induction ou à arc… Ce potentiel pourrait atteindre 85 % d’ici 2035 à mesure que les innovations arrivent. En particulier, les besoins de chaleur inférieurs à 150°C (très répandus dans l’agroalimentaire, la chimie ou certains procédés industriels) sont déjà compatibles avec des solutions électriques compétitives.

Inexploité aussi car la part de l’électricité dans la consommation industrielle plafonne autour de 36 % et n’a que marginalement progressé en trente ans. L’objectif fixé par la PPE (60 % d’ici 2030) pousse à accélérer. Et ce qui pourrait faciliter l’accélération, c’est qu’un tiers des fours et chaudières à gaz ont plus de 35 ans. Il y a là une « fenêtre de tir » si les conditions économiques sont favorables (Lecornu a déjà annoncé l’interdiction des chaudières à gaz dans les logements neufs à partir de 2027), sinon cela verrouillera encore les émissions pour vingt ans.

Le problème des raccordements électriques

C’est le point qui revient le plus systématiquement dans les contributions : le raccordement. Plus de 30 gigawatts (GW) de droits d’accès ont été attribués à 220 projets industriels. Mais dans le même temps, une part importante de ces capacités est immobilisée dans des projets qui n’aboutissent pas, faute de maturité ou de financement. Les groupes de travail parlent de « projets zombies ». Il donne une impression de saturation du réseau et désorganise la planification des investissements.

Les délais de raccordement, qui peuvent atteindre plusieurs années, ne sont pas en phase avec les cycles industriels. Si le raccordement n’est pas disponible au moment du renouvellement des équipements, l’option électrique est abandonnée. Ils proposent un changement et une fin du « premier arrivé, premier servi ». Remplacé par « premier prêt, premier servi ». Autrement dit, prioriser les projets matures.

Autre proposition intéressante : développer des zones industrielles « électriquement prêtes », où les infrastructures seraient dimensionnées en amont, comme ce qui existe à Dunkerque ou Fos.

Le prix global de l’électricité

Oui, la France a un avantage compétitif par rapport à ses voisins européens (un mix électrique décarboné à 95 % et des prix de gros de 55 €/MWh pour 2027. Mais c’est pas un élément suffisamment déclencheur. Les industriels raisonnent en coût complet qui intègre non seulement le prix de l’énergie, mais aussi les coûts de réseau (TURPE), la fiscalité, les mécanismes de flexibilité et la volatilité des marchés. Par exemple, la fiscalité pénalise aujourd’hui l’électricité par rapport au gaz, notamment via l’accise. Ils avancent donc une baisse de la fiscalité électrique, l’ouverture des recettes de l’ETS aux industries électro-intensives et le développement de contrats de long terme.

Ces PPA permettent de sécuriser les prix sur 5 à 10 ans et de se couvrir contre la volatilité des prix. Enfin, les industries veulent une modification des dispositifs de soutien public. Aujourd’hui centrés sur les Capex, ils devraient davantage intégrer les Opex.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a approuvé un accord entre RTE et EDF autorisant le gestionnaire de réseau à imposer le maintien en fonctionnement de réacteurs nucléaires pour des besoins de régulation de tension, hors marché.

Outre la production d’électricité, il existe également un marché dédié à la régulation de la fréquence. Les réserves primaire (FCR), secondaire (aFRR) et tertiaire (mFRR) permettent, par ordre de rapidité d’activation, le maintien de la fréquence à 50 Hz. Mais pour la tension (en volts), il n’y a pas de marché similaire, ou du moins le marché d’ajustement n’est pas suffisant. Et cela pose un problème à la CRE au vu de l’évolution du mix électrique.

La modulation du nucléaire, ou l’art de jongler entre les contraintes techniques d’exploitation et le vieillissement (non prouvé à ce jour) pour optimiser la vente d’électricité. Avant, le nucléaire servait en production de base, relativement constante au fil des heures. Désormais, avec la cloche solaire du midi et le flux des vents, EDF optimise sa production pour s’écarter des périodes de prix bas, au moment où les énergies renouvelables produisent et font baisser l’ordre de mérite, et produire lors des pointes de consommation.

La CRE s’est toutefois rendue compte d’un problème auquel le marché seul ne répond pas. EDF n’a plus de vraie incitation à produire en même temps que les renouvelables pour réguler la tension avec ses machines tournantes (turbines à vapeur). La CRE doit alors trouver une solution, avec le gestionnaire du réseau RTE, pour pousser à EDF et revenir partiellement à une logique technique d’exploitation du réseau.

Éolien et solaire peinent à réguler la tension

Contrairement aux centrales nucléaires ou thermiques, les installations éoliennes et photovoltaïques, majoritairement raccordées via des onduleurs, contribuent peu à ce service système. Or, l’instabilité de la tension peut entraîner des déconnexions d’équipements, voire des incidents en chaîne, comme le black-out espagnol que le régulateur français a en tête.

Dans sa délibération, la CRE valide ainsi un dispositif d’« imposition de puissance à l’injection » permettant à RTE de réserver à l’avance certaines unités de production. Concrètement, EDF pourra être contraint de maintenir des réacteurs en fonctionnement, y compris en période de prix négatifs, non pour produire de l’électricité mais pour fournir un service de régulation de tension.

Une légère hausse des factures à prévoir ?

Ce nouveau cadre va au-delà du mécanisme d’ajustement existant, jugé insuffisant car limité à des activations de court terme. L’échelle d’activation est beaucoup moins rapide que les ENR, par exemple, qui ajustent suivant les toutes dernières prévisions météo avant livraison effective.

La question de la rémunération questionne. La CRE valide une compensation couvrant le manque à gagner d’EDF : l’indemnisation correspondra à l’écart entre les revenus effectivement perçus sous contrainte et ceux qu’aurait générés une exploitation sans intervention de RTE. Ce coût sera répercuté sur le Turpe et ne devra pas, selon les mots de la CRE, être abusif.

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Le Sénat a adopté, le 13 avril, la proposition de loi relative à l’hydroélectricité, suivant le compromis entre l’État et la Commission européenne. Le texte prévoit la bascule du régime de concession vers un régime d’autorisation pour les installations existantes en mettant à la concurrence une partie des barrages.

Après l’Assemblée nationale, le Sénat valide la proposition de loi relative à l’hydroélectricité, visant à sortir les barrages sous le régime de la concession d’une impasse qui dure. Il ne reste plus qu’à s’accorder en commission mixte paritaire, entre les deux chambres. Cela devrait être une formalité.

L’article 1ᵉʳ acte la transformation juridique des concessions hydroélectriques en autorisations administratives sans remise en concurrence systématique des ouvrages. Cela permet de satisfaire Bruxelles et de garder une grande partie des barrages publics. La réattribution aux concessionnaires devrait permettre de relancer les travaux de rehausse, de modernisation et des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) comme les 500 millions d’euros qu’EDF s’apprête à investir à Montézic.

La sûreté des ouvrages et la gestion hydrologique préservés

Ces nouvelles autorisations contiendront des critères de performance, de sûreté des ouvrages et de gestion hydrologique ainsi que des prescriptions relatives à la continuité écologique. Quand plusieurs exploitants opèrent sur une même vallée, l’ensemble doit être coordonné. Le Sénat s’est particulièrement focalisé sur les articles fiscaux et concurrentiels. L’article 8 redéfinit le régime des redevances et de l’imposition forfaitaire des entreprises de réseaux (IFER) applicable aux ouvrages hydroélectriques.

Plusieurs amendements ont été adoptés afin de neutraliser les effets de la réforme pour les collectivités territoriales : fléchage d’une part des redevances vers les établissements publics de bassin, mécanismes de compensation pour les pertes de recettes et révision de la clé de répartition de l’IFER entre communes et départements.

40% de la production soumise à la concurrence

L’article 12 organise la mise à disposition sur le marché d’une fraction de la production hydroélectrique d’EDF afin de corriger la position dominante de l’opérateur historique, une critique qui était adressée par Bruxelles. Le dispositif initial, qui fixait un plafond de 6 gigawatts (GW) de capacités mises aux enchères, a été réécrit pour coller à l’accord gouvernement-Bruxelles avec un objectif exprimé en volume relatif : au moins 40 % de la production hydroélectrique devra être proposée via des mécanismes d’enchères avec une clause de révision quinquennale.

C’est une question de compatibilité du dispositif avec le droit européen. Les modalités opérationnelles – calendrier, produits mis aux enchères, rôle de la CCRE – devront être précisées par voie réglementaire. Adopté en séance publique, le texte va aller en commission mixte paritaire et devrait être définitivement adopté.

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Le rapport remis au Premier ministre par Jean-Bernard Lévy et Thierry Tuot ne signe ni l’arrêt des énergies renouvelables, ni leur relance à tout prix, mais donne des recommandations pour réduire leur coût.

Les appels d’offres étaient à l’arrêt, cela faisait deux ministres de l’Énergie et la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) n’était toujours pas publiée. Le retard s’accumulait, la filière licenciait, la consommation ne décollait toujours pas et les prix de marché baissiers augmentaient les coûts des renouvelables pour l’État. Être ministre de l’Énergie ou premier ministre, à l’heure des choix, ne devait pas être facile. Alors Sébastien Lecornu, pour temporiser et gagner un peu de temps avant la publication de la PPE3, avait missionné les anciens patrons d’EDF et le directeur de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour penser la rationalisation du soutien aux énergies renouvelables.

En l’espace de deux ans, le soutien public à l’éolien et au solaire a fortement augmenté, passant de 2,6 milliards d’euros en 2024 à près de 6,8 milliards en 2026. À horizon cinq ans, la facture pourrait dépasser 10 milliards d’euros par an. Cela vient du mécanisme de soutien qui garantit des revenus aux producteurs un revenu (où l’État complète la différence entre le niveau du marché et ce tarif), alors même que les prix de gros de l’électricité sont tirés vers le bas par une offre abondante.

Ne pas freiner les renouvelables mais limiter leur coût pour l’Etat

La production renouvelable progresse rapidement mais la consommation d’électricité stagne depuis plus d’une décennie. Les prix sont durablement bas, voire négatifs, notamment lors des pics de production solaire. Dans ce contexte, l’État se retrouve à compenser un écart croissant entre prix de marché et prix garantis, et c’est une ruine pour lui.

Pour autant, ils refusent d’y voir une mauvaise situation. Les dernières annonces de Lecornu sur l’électrification (pompes à chaleur, véhicules électriques…) montrent que notre dépendance aux fossiles pèse sur notre souveraineté, balance commerciale et empreinte écologique. Le véritable enjeu n’est donc pas de produire moins d’électricité mais de mieux aligner l’offre et la demande tout en maîtrisant les coûts.

Nous sortons d’un monde de développement à tout prix pour entrer dans un modèle où les producteurs sont davantage exposés aux signaux de marché, plaide le rapport. Concrètement, cela passe par une réforme des dispositifs de soutien, notamment la réduction progressive des guichets ouverts, notamment pour les petites installations, et de privilégier des appels d’offres compétitifs. À terme, ces appels d’offres pourraient devenir « neutres », c’est-à-dire ouverts à différentes technologies, avec un critère central : le coût de production.

Privilégier les projets de grande taille

Dans le même esprit, le rapport cherche les effets d’échelle en privilégiant les projets de grande taille, plus compétitifs grâce aux effets d’échelle. Il met également l’accent sur la réduction des coûts de développement, regrettant des spécificités françaises (même si, c’est regrettable, il n’est pas allé voir hors des frontières) : délais administratifs longs, complexité des procédures, obstacles juridiques. Autant de facteurs qui renchérissent le coût des projets par rapport à d’autres pays européens.

Niveau financement, comme l’idée qui a germé sur le programme des futurs réacteurs nucléaires EPR2, les auteurs proposent d’étudier la mobilisation des fonds d’épargne gérés par la Caisse des dépôts, notamment issus du Livret A, afin de réduire le coût de la dette des projets les plus capitalistiques, notamment l’éolien en mer.

Changer les critères des appels d’offres

L’épine dans le pied : les contrats solaires anciens. Certaines installations mises en service à la fin des années 2000 bénéficient encore de tarifs de rachat très élevés, parfois supérieurs à 500 euros le mégawattheure. C’était certes dû à leur coût d’investissement élevé à l’époque, mais rien ne justifie ce tarif aujourd’hui. Les rapporteurs évoquent des situations de « sur-rentabilité » et suggèrent d’explorer des voies pour en limiter l’impact.

Enfin, une attention particulière est portée à l’intégration des renouvelables dans le système électrique. Face à la multiplication des épisodes de prix négatifs, le rapport propose d’adapter les règles de soutien afin d’inciter les producteurs à moduler leur production en couplant, par exemple, des AO solaires avec des batteries. Changer le mode de calcul du M0, élargir jusqu’aux centrales de 1 MW l’obligation d’arrêt lors des prix négatifs, augmenter à 300 heures la franchise annuelle pour prix négatifs et ajouter une franchise quotidienne de 2 heures…

Ce rapport est entre les mains du Premier ministre, nous verrons dans les prochains jours les critères des appels d’offres renouvelables, s’ils incluent certaines de leurs recommandations.

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Une étude de SolarPower Europe, le lobby européen du solaire, explique que l’énergie photovoltaïque a fait économiser 1,9 milliard d’euros sur les factures d’électricité depuis la guerre en Iran.

Publiée début avril, l’étude de Solar Power Europe montre à quel point le solaire a évité l’explosion des factures liées au prix du gaz et à la guerre en Iran. Sur les dix-sept premiers jours de la guerre et en considérant les 20 térawattheures (TWh) d’électricité produits par le solaire, si cette production avait été assurée par des centrales à gaz, la facture énergétique dans l’UE aurait explosé de 1,9 milliard d’euros.

Chaque jour, selon le lobby qui voit le pire scénario pour donner la comparaison la plus favorable au solaire, il aurait ainsi permis d’économiser plus de 110 millions d’euros. Sur l’ensemble du mois de mars, ces économies auraient été de 3,77 milliards d’euros. En extrapolant sur l’année 2026 et avec des prix du gaz maintenus à un niveau élevé, les gains pourraient approcher 67 milliards d’euros. Et si la politique solaire était encore plus volontariste, ce serait 170 milliards d’ici 2030.

Prix du gaz en augmentation de 70%

« Accélérer les solutions de flexibilité non fossiles doit devenir une priorité absolue », explique Dries Acke, directeur général adjoint de SolarPower Europe dans le communiqué. Et d’évoquer le stockage par batterie, la flexibilité de la demande et les interconnexions comme les outils les plus efficaces pour réduire la dépendance au gaz et stabiliser les prix de l’électricité.

Le 31 mars, Dan Jørgensen, commissaire européen à l’Énergie, rappelait que le prix du gaz avait augmenté de 70 % depuis le début du conflit. « L’énergie propre produite localement, l’électrification, les interconnexions modernisées et l’efficacité énergétique sont les seuls moyens d’avancer », plaidait-il. Le lobby du solaire souhaite un plan d’action urgent pour décorréler les prix du gaz et de l’électricité par les solutions qu’il prône : solaire et flexibilités.

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Une spéculation sur la guerre, ou comment les traders de Total auraient permis à la multinationale d’engranger plus d’un milliard d’euros de bénéfices sur l’anticipation de la fermeture du détroit d’Ormuz.

Il faut croire que Total est abonné au milliard. Le milliard en prêt pour des capacités de gaz naturel liquéfié (GNL) aux États-Unis troqué à la place d’éolien en mer. Déjà, cette mesure pour plaire à Donald Trump faisait polémique. Et voici un nouveau milliard d’euros révélé par le Financial Times. Une spectaculaire spéculation sur la fermeture du détroit d’Ormuz. Si ce chiffre fait aussi l’objet de spéculations, tant le milieu du trading est opaque, Total s’est constitué un vrai butin sur la guerre. Et ses traders n’ont pas loupé l’anticipation de la fermeture du détroit d’Ormuz.

Du pétrole brut acheté hors détroit d’Ormuz

Comment atteindre un milliard d’euros ? Un pari précoce sur la désorganisation des flux pétroliers, c’est tout simple, à condition d’avoir les moyens. Dès le début du mois de mars, les équipes de trading basées à Genève ont massivement acheté du brut disponible hors détroit, notamment à Oman et aux Émirats arabes unis. L’équivalent de 70 cargaisons de tankers, soit des dizaines de millions de barils, ont été achetés pour prendre une position dominante sur un marché d’un coup sec. L’offre mondiale a fondu comme neige au soleil, les exportations du Golfe ont disparu et le marché s’est tendu. Les prix sont directement montés en flèche.

Enfin, c’est plus subtil, le ou les milliards de dollars de gains ne proviendraient pas des cargaisons elles-mêmes. Comme souvent dans le négoce pétrolier, les profits les plus importants sont réalisés via des instruments financiers : contrats à terme, options et autres produits dérivés. Ces « barils de papier » permettent à la fois de sécuriser des positions physiques (acheter à une date et un prix donnés et décider d’activer ou non cette option) et de parier sur l’évolution des prix.

Le poids d’une multinationale pour influencer le marché

C’est là où les prix du pétrole se décorrèlent partiellement de l’offre et de la demande immédiates et où l’anticipation des traders influe. La perspective d’un blocage durable d’Ormuz a suffi à faire monter les cours avec une prime de risque particulièrement élevée à court terme (à long terme, la hausse est plus légère).

C’est donc la combinaison de la capacité à mobiliser rapidement des volumes physiques pour influencer le marché qu’a Total et qui a joué ici. TotalEnergies se défend, accusant une pure spéculation. Ses activités de trading visent aussi à sécuriser l’approvisionnement de ses raffineries et de ses clients, promet la multinationale. Elle est critiquée pour réaliser des « profits de guerre » alors que ses stations ont augmenté le prix du plein d’essence.

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La Tribune publie une enquête qui jette la lumière sur la prise en otage de l’approvisionnement en uranium destiné aux centrales nucléaires par des fonds d’investissement achetant physiquement des quantités gigantesques dans l’attente que les cours montent en les influançant.

Dans un article publié lundi 30 mars, la journaliste Juliette Raynal, pour La Tribune, titre avec des noms qui n’évoquent pas grand-chose pour les non-initiés : Sprott, Yellow Cake… Et pourtant ces fonds concentrent l’approvisionnement en uranium.

Ils achètent de l’uranium physique, le stockent et attendent que les prix montent. « Ensuite, ils ne revendent pas l’uranium, ils le capturent », explique Nicolas Maes, directeur général d’Orano interrogé par La Tribune. Une stratégie qui consiste à retirer des volumes du marché sans les consommer, faisant donc monter les prix. Ce stock est entreposé notamment sur le site d’Orano de Malvési (Aude). Moyennant des frais logistiques et administratifs, l’entreposage est aussi source de revenu pour l’entreposeur, cette activité est lucrative pour Orano.

Une stratégie obligatoirement payante avec la relance du nucléaire

Et leur stratégie paie. La relance du nucléaire n’est qu’une affaire d’années, ils doivent donc s’armer de patience. Avec plusieurs dizaines de réacteurs en construction, dont les 6 EPR2 en France, la demande future en combustible va certainement augmenter. C’est un pari quasi-gagnant que de commencer à déjà stocker. « Ces transactions provoquent de très grosses volatilités sur le marché spot », explique Nicolas Maes dans les colonnes de La Tribune. En quelques années, le prix de la livre d’uranium est ainsi passé d’une trentaine de dollars à plus de 100 dollars en 2024 pour s’établir ensuite autour de 80 à 90 dollars.

Cela a de quoi inquiéter les industriels. « Ces transactions embêtent énormément les industriels du nucléaire », observe Teva Meyer, spécialiste de la géopolitique du nucléaire, également interrogé par La Tribune. « En 2022, le fonds Sprott a acheté 10 % de tout le volume d’uranium miné au cours de cette même année » et manipulent donc les prix et compliquent les investissements. Ce fonds Sprott Physical Uranium Trust (SPUT), explique-t-elle à La Tribune, détient « presque la moitié de la consommation annuelle mondiale », plus de 78 millions de livres d’uranium, soit 7,3 milliards de dollars.
Car si les exploitants s’approvisionnent majoritairement via des contrats de long terme, ils restent dépendants du marché spot pour une partie de leurs besoins.

Alors, jusqu’où cette spéculation peut-elle aller ? Les stocks stratégiques, s’ils existent déjà, vont devoir augmenter pour échapper à cette logique spéculative qui enferme l’uranium ?

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C’est l’écosystème du Gard rhodanien qui a séduit la startup nucléaire Hexana, issue du CEA, pour installer son démonstrateur.

La commune de Bagnols-sur-Cèze (Gard) a une identité industrielle et nucléaire ancienne. C’est ce qui a séduit la startup opérant dans les small modular reactors (SMR) et son président Sylvain Niziou pour implanter le futur démonstrateur de mini surgénérateur porté par la startup issue du Commissariat à l’énergie atomique (CEA). « Le choix de ce territoire est le résultat de la combinaison idéale entre soutien par des collectivités locales motivées, opportunité foncière, expertises nucléaires du CEA et remarquable tissu industriel. Territoire historique des grands projets nucléaires, il fait également face à des besoins d’énergie bas carbone pour la décarbonation d’industries stratégiques », explique la société dans un communiqué.

Plutôt que d’implanter son réacteur dans un territoire vierge de nucléaire, Hexana privilégie un emplacement où l’acceptabilité sociale est plus forte et où les savoir-faire sont disponibles. Le bassin est labellisé « Territoires d’industrie » et c’est le deuxième pôle industriel d’Occitanie.

Réacteur à neutron rapide

Hexana s’est lancée dans la course aux SMR destinés aux usages industriels. Contrairement aux centrales classiques, l’entreprise conçoit plusieurs petits réacteurs capables de produire à la fois de l’électricité et de la chaleur à haute température, pour, par exemple, la chimie et la métallurgie. Elle s’appuie sur des réacteurs à neutrons rapides (RNR) de génération IV et intègre également des capacités de stockage thermique.

Elle est lauréate France 2030 du concours « Réacteurs nucléaires innovants ». Ces petits réacteurs modulaires font partie de la stratégie élyséenne de relance du nucléaire, aux côtés des plus gros réacteurs EPR2.

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L’équivalent de trois réacteurs nucléaires en éolien offshore rien qu’à Fécamp. Le gouvernement veut aller vite sur les appels d’offres (AO) renouvelables avec des priorités notamment sur le repowering éolien terrestre et le segment de l’autoconsommation photovoltaïque. Révolution Énergétique fait le point sur ces futurs appels d’offres à venir.

Les appels d’offres renouvelables étaient attendus depuis la sortie de la troisième programmation plurianuelle de l’énergie (PPE3), ce document phare qui fixe, filière par filière, les objectifs de déploiement de moyens de production d’énergie. Le gouvernement a ainsi dévoilé une vague d’appels d’offres pour accélérer le développement des énergies renouvelables, et l’éolien en mer s’en tire bien.

La PPE3 lui fixe des objectifs ambitieux : 15 GW d’éolien en mer d’ici 2035 puis 45 GW à l’horizon 2050, soit 20 % des besoins électriques du pays. Si 2 gigawatts (GW) d’éolien offshore sont déjà en service, et 5,6 GW en développement ou construction, c’est un raz-de-marée qui est annoncé. L’État va mettre en concurrence dix nouveaux parcs éoliens en mer, fusionner les AO9 et 10 pour une capacité totale d’environ 10 GW.

La puissance d’une centrale nucléaire au large de Fécamp

Ces projets seront répartis sur les façades maritimes françaises : trois fois 1350 MW au large de Fécamp (Seine‑Maritime), deux en Bretagne (1200 et 500 MW), quatre en Méditerranée (3,2 GW) et un près de l’île d’Oléron (Charente‑Maritime, 1200 MW). La moitié des capacités sera en éolien posé, technologie classique, et l’autre moitié en éolien flottant pour des zones plus profondes.

Alors que la PPE3 prévoit une clause de revoyure, sur fond de présidentielles, le gouvernement veut aller vite et dévoiler des lauréats fin 2026 ou début 2027. Pour la première fois, le cahier des charges introduit des critères de « résilience d’approvisionnement » pour favoriser des chaînes d’approvisionnement européennes. Tarif final cible : 100 euros le mégawattheure, ce qui est plutôt élevé.

Pour l’éolien terrestre, deux appels d’offres en 2026 viseront 800 MW avec une priorité donnée au repowering, qui consiste à renouveler les parcs existants avec des machines plus puissantes, et facilité pour les nouveaux parcs terrestres avec moins systématiquement une étude d’autorisation environnementale.

Le solaire fait grise mine

Le photovoltaïque est en quelque sorte le perdant, avec 925 MWc de parcs au sol visés en 2026. Le gouvernement cherche à favoriser l’autoconsommation et les appels d’offres intégreront, comme les éoliennes, des critères de compétitivité et d’origine des composants pour soutenir l’industrie européenne.

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La hausse des prix de l’essence a permis à l’Etat d’engendrer des recettes supplméntaires de TVA. Et le gouvernement a eu une idée : réaffecter ce surplus à l’électrification alors qu’un grand plan est attendu.

Quel dilemme : comment se passer des fossiles et électrifier sans creuser la dette ? Eh bien, la boucle semble être bouclée. Et si la hausse des prix des carburants, qui permet à l’Etat de dégager des recettes, permettait de financer un grand plan pour se passer partiellement de ces mêmes fossiles ? Une idée portée par Sébastien Lecornu, qui propose de financer les premières mesures du plan, actuellement en cours d’arbitrage et dont la sortie, initialement attendue pour cette semaine, devrait intervenir la semaine prochaine.

« Nous ne pouvons pas verser une pluie de milliards d’euros chaque année dont nous n’avons pas le début d’un centime (…). Le premier ministre a été extrêmement clair : il n’y a pas de cagnotte quand on a un déficit à 5,1 % du PIB [produit intérieur brut] », a insisté David Amiel. Le ministre chargé des comptes publics tacle les opposants qui veulent que l’Etat ne profite pas de la crise (M. Le Pen) et que l’argent soit rendu aux français (L. Wauquiez).

Financer des pompes à chaleurs et bornes de recharge

Au-delà de la mini-polémique, plusieurs mesures du plan ont déjà fuité dans la presse. Dans le bâtiment, un appel à manifestation d’intérêt pourrait structurer des offres intégrées de pompes à chaleur (installation, solution et financement). Dans les transports, le soutien à l’électrification du parc pour certains métiers (les infirmiers libéraux et aides-soigants) cibles et au déploiement des bornes de recharge figure parmi les priorités.

« La question n’est plus que climatique, elle touche désormais à l’intérêt national » assure S. Lecornu dans la lettre envoyée aux ministres que Contexte a pu consulter. Alors que la France ambitionne de passer de 40 à 60 % d’électricité dans la part finale d’énergie consommée, le soutien public va devoir impulser une demande électrique atone et une électrification poussive. Notre poisson d’avril n’était finalement pas si farfelu.

L’article Les taxes sur les carburants pourraient financer l’électrification de la France est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Même en période de surproduction, la France continue de brûler du gaz pour produire de l’électricité. Été comme hiver, un minimum journalier de production par la filière gaz est maintenu.

« La France brûle du gaz pour produire son électricité… Mais pourquoi ? » s’émeut Frédérik Jobert, un expert en énergie, sur son profil Linkedin. Et de prendre un exemple : « vendredi 27 mars, entre 1,7 et 3 gigawatts (GW) d’électricité ont été produits par la filière gaz en France. Normal, me direz-vous, il faisait froid ! Pourtant, mardi 24 mars, journée douce, la situation n’est guère différente : les centrales à gaz produisent encore 1,3 GW au plus fort de la production solaire, alors que le prix spot est à 0 € entre 10h et 17 h !»

Relevés 2025‑2026 publiés par RTE à l’appui, le membre du comité exécutif de NW, géant des batteries stationnaires en France, n’en revient pas. Sur certaines journées de mars, alors que le nucléaire baisse sa production et que 5 GW d’énergies renouvelables doivent être écrêtés, les centrales à gaz produisent encore et toujours. Par ailleurs, leur production pendant les pics de consommation n’évolue pas sensiblement.

Des centrales à gaz en cogénération subventionnées qui tournent en permanence

Comment se fait-il alors que ces centrales à gaz, coûteuses et carbonées, tournent régulièrement ? Les centrales à cycle combiné gaz (CCG) et turbines à combustion fonctionnent en moyenne à un prix de 110 euros le mégawattheure (€/MWh) et démarrent généralement en dernier recours. Elles fixent le prix du merit order, l’ordre dans lequel les centrales sont appelées : d’abord les renouvelables, puis le nucléaire et enfin les centrales thermiques (gaz, fioul, charbon). Lorsque le réseau est tendu et que la plupart des moyens de production ont été appelés, il ne reste plus que les centrales à énergie fossile, coûteuses. Toutefois, ce mécanisme est assez peu utilisé en dehors des pics de consommation hivernaux, et n’explique donc pas pourquoi l’on utilise toujours du gaz même lorsqu’il n’est pas indispensable.

Les grandes centrales ne sont pas les seules à produire de l’électricité avec du gaz. En France, il existe de nombreuses unités de cogénération subventionnées ou liées à l’industrie dont le prix est fixé à 70 €/MWh. C’est le soutien public qui vole à leur rescousse et leur assure ce tarif sur 10 à 15 ans. Elles ne sont donc pas influencées par les prix du marché de gros. Elles produisent quoi qu’il arrive, à une puissance plutôt constante et en continu, d’où la bande verte observable sur le graphique ci-dessous. Le jaune correspondant aux turbines à combustion précédemment évoquées.

Production par filière gaz – NW

Prix capturé par les centrales à gaz – NW

La CSPE au secours des centrales à gaz

La contribution au service public de l’électricité (CSPE) aujourd’hui devenue l’accise, payée par les factures des consommateurs, finance le fonctionnement des cogénérations l’hiver. Et même après l’arrêt des obligations d’achat pour les nouvelles installations, les centrales existantes continuent de percevoir des revenus via la CSPE. Les centrales ne sont donc, pour certaines, pas exposées aux signaux prix marché et donc tournent en permanence.

Le mécanisme de capacité : être payé sans produire

Le mécanisme de capacité, opérationnel depuis 2017, garantit que le système dispose d’assez de moyens disponibles lors des pics de consommation, surtout en hiver. Les fournisseurs doivent acheter des certificats proportionnels à la consommation de leurs clients, et les producteurs, y compris les centrales à gaz, sont rémunérés pour leur disponibilité indépendamment de la production réelle (il y a une rémunération puissance disponible et une rémunération énergie qui correspond à l’activation).

Une centrale de 500 MW peut ainsi percevoir plusieurs dizaines de millions d’euros par an simplement pour rester prête à produire. Ce mécanisme crée une opportunité économique qui incite à produire ou à rester disponibles, même hors pic de consommation.

Une production flexible mais parfois « hors besoin »

Cette combinaison explique pourquoi, même en période de faible consommation, le gaz continue de tourner. Certaines cogénérations captent des revenus garantis grâce à leur obligation d’achat et les cycles combinés participent peu au marché. Pour autant, et même si les hivers seront de moins en moins rigoureux, ces centrales peuvent être activées dans les réserves, par exemple aFRR et mFRR. Elles équilibrent le réseau lors des pointes de consommation dans le cadre du mécanisme de capacité. Mais cette base de gaz, inscrite toute l’année sur Éco2mix, doit progressivement disparaître. C’est en tout cas le travail du gouvernement, pour sortir ces centrales polluantes qui n’ont aucune raison d’assurer une base de production.

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