Pris en tenaille entre l’inflation et la raréfaction des appels d’offres, les constructeurs éoliens vivaient une période difficile, sous pression financière. Désormais le tableau est bien moins noir avec des résultats nets annoncés positifs.

Après deux années noires de projets retardés ou abandonnés et des marges au minimum, les industriels de l’éolien semblent enfin retrouver des couleurs. Le groupe danois Vestas a annoncé un premier trimestre 2026 en forte amélioration, avec un bénéfice net multiplié par 14 (70 millions d’euros) et un chiffre d’affaires jamais atteint. Son carnet de commandes atteint des sommets.

Un horizon plus clair

Ce retour au vert fait plaisir à voir. Car il intervient après une période particulièrement difficile pour l’ensemble de la filière. Entre 2022 et 2024, les fabricants d’éoliennes ont subi durement l’inflation des matières premières. Les taux d’intérêt sont remontés pour ne rien arranger, augmentant mécaniquement le coût des projets, et l’éolien, un secteur capitalistique et au temps long, brûlait à petit feu.

Les difficultés ont été particulièrement visibles dans l’éolien offshore. Plusieurs grands projets ont été reportés ou annulés, à l’image du parc d’Oléron n’ayant trouvé aucun développeur (le tarif cible jugé trop bas), RWE se retirait de Centre Manche 2.

Aujourd’hui, de nouveaux contrats sont signés par les industriels avec des prix plus élevés. Alors que le cahier des charges de l’AO10 vient d’être publié, la reprise du secteur sera intéressante à observer, après un an de disette.

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La gigafactory de panneaux solaires qui visait une gigantesque production de panneaux solaires en France s’arrête. Son président l’a annoncé ce matin sur linkedin.

C’était l’un des symboles de la réindustrialisation verte française. Le projet Carbon visait, à Fos-sur-Mer, à construire la plus grande usine de panneaux photovoltaïques de France. Le projet tombe à l’eau, annonce Pierre-Emmanuel Martin sur Linkedin.
Lancé en 2022, Carbon promettait une gigafactory capable de produire jusqu’à 5 gigawatts (GW) de modules PV chaque année. 1,7 milliard d’euros d’investissements et des milliers d’emplois sur la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer promis, Carbon était l’égérie française de la relocalisation.

Manque de financement et de soutien européen d’un côté, expérience, stratégie remises en question de l’autre

L’entreprise n’a finalement levé que 25 millions d’euros venant des fondateurs, de la région Provence-Alpes-Côte d’Azur et de petits investisseurs via la plateforme Enerfip. Très loin des montants nécessaires pour lancer une usine de cette taille. Surtout, Carbon attendait des aides publiques promises par l’État, dont une première tranche de 4 millions d’euros. Le montant, insuffisant a partiellement contribué à renoncer au projet. Carbon justifie l’arrêt du gigaprojet par le manque de préférence européenne. « Les pays européens sont de petits pays qui aiment cultiver le dissensus avec passion » regrette amèrement son fondateur. Mais, dans un article de Greenunivers, des sources pointent des fragilités internes, d’abord dans la stratégie. Carbon avait choisi un modèle intégré allant quasiment du polysilicium au module final, des investissements énormes. D’autres, toujours auprès de Greeunivers, expliquent cet échec par le manque d’expérience industrielle de l’équipe dirigeante dans le photovoltaïque, d’autant que Carbon ne prouvait pas de facteur différenciant.

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Un collégien du sud de la France s’est lancé un défi de taille : aider ses parents à réduire leur facture d’électricité. À force de noeuds au cerveau, de soudures, et de programmation, il est parvenu à mettre au point un chauffe-eau intelligent qui a tout d’un grand : le CleverCumulus, vainqueur du concours Science&Vie Junior « Innovez ». 

Le CleverCumulus, un projet de bricolage scolaire en apparence. Pourtant, derrière cette invention du collégien landais de 13 ans Eliott Luquet, un sacré montage et une idée ingénieuse (qui est commercialisée autre part) : valoriser l’électricité solaire du toit de ses parents, sinon perdue.
Sa maison familiale est équipée de panneaux photovoltaïque mais, n’ayant pas été posée par un professionnel, la vente du surplus à EDF est impossible. Impossible, par pour Eliott qui a trouvé un moyen de valoriser autrement l’électron solaire fatal.
Plutôt que de perdre cette énergie, Eliott a imaginé un système capable de préchauffer l’eau sanitaire grâce aux excédents solaires avant qu’elle n’entre dans le cumulus principal.
C’est de l’autoconsommation, du stockage thermique, où le petit jeune a dû programmer une carte Arduino Nano avec deux capteurs : l’un mesure la production solaire, l’autre la consommation électrique de l’habitation. Les données sont affichées en temps réel sur un écran LCD et un programme pilote plusieurs résistances chauffantes installées dans une cuve secondaire (cela reste du préchauffage).

Son idée est aujourd’hui commercialisée

Lorsque la production photovoltaïque dépasse la consommation du foyer, le système active progressivement les résistances afin d’utiliser l’excédent d’électricité pour chauffer l’eau. À l’inverse, si la maison consomme davantage qu’elle ne produit, certaines sont désactivées afin d’éviter de soutirer trop d’électricité sur le réseau.
C’est un projet de collégien impressionnant parce qu’Eliott explique avoir intégré un filtre passe-bas composé de résistances et de condensateurs afin de stabiliser les mesures électriques et améliorer la précision des données récupérées par la carte Arduino.
Il a donc gagné 1000€ dans le cadre du concours « Innovez pour la planète » organisé par Science & Vie Junior. Son idée est aujourd’hui commercialisée autrement notamment par la startup Elax, qui pilote les chauffe-eaux à distance et promet de réduire de 25% la facture d’électricité.

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Le plan Energie 2026-2028 de la région Ile-de-France a été dévoilé par sa présidente, Valérie Pécresse. Un plan écologique largement poussé par la crise des prix sur les énergies fossiles.

La région Île-de-France veut accélérer sa transition énergétique. Sa présidente, Valérie Pécresse, a présenté le 12 mai un « Plan Énergie 2026-2028 » doté de 850 millions d’euros. « À une période où l’on parle tant de politique des chèques, nous préférons une politique d’investissement », a défendu Valérie Pécresse lors de la présentation du plan devant la presse. En somme, une vraie politique écologique : investir dans les infrastructures plutôt que subventionner directement la consommation pour atténuer les effets de la crise.

La sobriété énergétique des bâtiments publics a la part belle, elle qui peut tant faire économiser à la région. Sur les 850 millions d’euros annoncés, 390 millions d’euros vont à la rénovation thermique des lycées franciliens pour diviser par deux leur consommation énergétique d’ici à 2030. Les copropriétés dégradées bénéficieront également de 30 millions d’euros d’aides.

Un nouveau « Contrat Énergie » sera proposé aux collectivités locales doté de 70 millions d’euros sur trois ans. Les projets retenus pourront recevoir jusqu’à un million d’euros pour financer des actions de rénovation énergétique, sur un éclairage public performant ou installer des énergies renouvelables.

Financer directement les ENR

En parlant d’ENR, une trentaine de millions d’euros seront consacrés à la géothermie, aux réseaux de chaleur renouvelables, au solaire thermique et photovoltaïque et à la méthanisation agricole. La région souhaite notamment accélérer la production de biogaz pour alimenter les transports franciliens.

Qu’ils sont loins les élus dogmatiques de LR à l’initiative de la PPL Grémillet l’été dernier, et qui avaient renchéri, aux cotés du RN, avec toujours plus de propositions anti-ENR (moratoire…). Comme quoi, la crise rend écolo, le président du parti Les Républicains a lui aussi adouci sa position. L’opportuniste candidat à la présidentielle appelait à « stopper le financement des énergies renouvelables ».

Il a, depuis, changé d’avis semble-t-il. « L’intermittence des ENR fait courir le risque de black-out » écrivait-il dans Le Figaro. Et son parti se rend-il compte de leur bénéfices pour faire baisser les prix ? Tout est histoire de raison garder, les crises ont parfois du bon.

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Le gouvernement belge annonce entrer en négociation avec la filiale Belge d’Engie, Electrabel, pour racheter les activités nucléaires du groupe et ainsi suspendre le démantèlement des centrales.

La Belgique est-elle en train d’abandonner définitivement sa sortie du nucléaire ? Le gouvernement de Bart De Wever a annoncé, le 30 avril, que la Belgique et la filiale Electrabel d’Engie avaient signé une lettre d’intention ouvrant des négociations exclusives pour le rachat de l’ensemble des activités nucléaires du groupe dans le pays.

Cette opération englobe sept réacteurs nucléaires, les filiales dédiées, le personnel mais aussi l’ensemble des actifs et passifs associés, y compris les obligations de démantèlement. Et c’est bien ça le plus important. La Belgique a voulu le stopper urgemment. Cinq des sept réacteurs sont déjà à l’arrêt, conséquence de la loi votée en 2003 qui organisait une sortie complète du nucléaire en Belgique à l’horizon 2025.

Une politique désormais volontariste

Mais depuis la guerre en Ukraine et l’arrivée du ministre de l’Énergie, Mathieu Bihet, la politique Belge sur le nucléaire a changé. Le Premier ministre flamand soutient une stratégie de relance nucléaire autour de trois axes : prolonger les réacteurs existants, étudier la remise en service de certaines unités arrêtées et préparer la construction de nouvelles capacités. Le Parlement belge a d’ailleurs déjà supprimé, en mai 2025, toute référence légale à une sortie du nucléaire.

Dans l’immédiat, l’objectif est de préserver les centrales en l’état. Certaines opérations irréversibles de découpe de composants de Tihange 1 devaient intervenir dès ce mois de mai. Pour Engie, c’est une vraie épine dans le pied qui est en train de sortir. Héritées du rachat de Suez en 2008, les centrales belges ne correspondent plus à la stratégie du groupe, désormais centrée sur les renouvelables et le gaz. Pendant des années, l’incertitude sur le coût du démantèlement et de la gestion des déchets nucléaires a inquiété le groupe, certains scénarios évoquant une facture comprise entre 40 et 60 milliards d’euros sur un siècle même si un premier accord avait été trouvé en 2023 entre l’État belge et Engie autour de la prolongation de Doel 4 et Tihange 3 jusqu’en 2035, avec 15 milliards d’euros pour les déchets nucléaires.

Alors que l’Etat Belge vient au chevet de son nucléaire, la France est elle aussi engagée auprès d’EDF pour construire les futurs EPR2, sous le coup d’une enquête de la Commission Européenne pour juger de son niveau.

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Les « tensions hautes » inquiètent RTE au point que, avec la diminution de la proportion de machines tournantes dans le mix électrique, le gestionnaire du réseau de transport veut obliger les ENR à fournir des réglages de tension.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a validé, dans une délibération publiée le 6 mai, les nouvelles règles encadrant les services système tension proposées par RTE. Maintenir la tension électrique dans des plages de fonctionnement sûres est aussi important qu’ajuster la fréquence, et pourtant il n’existe pas de dispositif équivalent. La motivation de la CRE vient des recommandations issues du rapport d’experts européens sur le black-out de la péninsule ibérique, qui « souligne l’importance de l’enjeu et de la maîtrise de la tension sur le réseau ». RTE anticipe « une aggravation des phénomènes de tension haute » à horizon 2039. Elles viennent notamment du développement des câbles souterrains, plus capacitifs que les lignes aériennes, de l’augmentation de la production renouvelable raccordée (électronique de puissance vs machines tournantes) mais aussi des pics solaires trouvant une faible consommation en miroir.

Pour maintenir la tension, RTE s’appuie sur les producteurs d’électricité. Et leurs alternateurs capables d’absorber ou injecter de la puissance réactive pour la stabiliser. Jusqu’à présent, les producteurs étaient rémunérés pour la mise à disposition de ces capacités. Désormais, la nouvelle architecture tarifaire validée par la CRE conserve les niveaux de prix actuels mais modifie la structure de rémunération afin de mieux valoriser le service effectivement rendu (l’activation vs la capacité mise à disposition).

Les renouvelables mises à contribution

La CRE durcit aussi les pénalités appliquées aux producteurs qui ne respectent pas les consignes de réglage transmises par RTE. Avec leur électronique de puissance, les installations renouvelables vont être mises à contribution. La CRE considère qu’elles doivent apporter leurs services à mesure que leur participation devient significative dans le mix électrique.

En parallèle, RTE prévoit de multiplier par trois les moyens dédiés à la gestion des tensions hautes d’ici la fin de la prochaine décennie. Dans une actualité récente, nous écrivions sur l’accord Etat-EDF pour rémunérer certaines centrales nucléaires en fonctionnement même lorsque les prix de marché les inciterait à moduler à la baisse, de se maintenir et apporter leur inertie et réglage de tension devenus de plus en plus précieux avec la montée des productions renouvelables variables.

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L’État vient d’autoriser le projet de mini-STEP de Saint-Antoine, près d’Ajaccio, de Next Step Energy.

Une Station de transfert d’énergie par pompage (STEP) de 12 Mégawatts (MW) verra le jour en Corse avec l’aide de l’État avant la fin de la décennie. Un arrêté publié au Journal officiel le 7 mai acte le soutien public à la coentreprise créée par Tenergie et Envinergy. Celle-ci bénéficiera d’un mécanisme de rémunération garanti de 9,75 % sur les capitaux investis.

Concrètement, si les revenus générés par l’exploitation de l’installation ne permettent pas d’atteindre ce seuil, une compensation publique viendra compléter les recettes. Ce dispositif s’inscrit dans le cadre du guichet de saisine organisé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour les zones non interconnectées (ZNI) dont fait partie la Corse. 12 MW donc, une mini-STEP, et une mise en service prévue horizon 2029. Aucun montant d’investissement n’a encore été communiqué.

C’est le deuxième projet connu

Les STEP, ces batteries à eau qui permettent de flexibiliser le mix électrique, sont de plus en plus utiles dans les Zones non-interconnectées (ZNI). Elles qui ont des mix électriques carbonés (car thermiques) et/ou dépendants d’importations. Elles flexibilisent la production et ce, de manière bas-carbone. Une autre STEP sera prochainement installée à Lugo-di-Nazza Ghisoni par EDF SEI. Son taux de rémunération fixé par l’Etat le 8 Mai 2026 est à 9,55%.

La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) prévoit l’autonomie énergétique pour la Corse à 2050. Jusqu’ici, les derniers dispositifs de soutien lancés par la CRE dans les ZNI avaient surtout retenu des projets de batteries lithium-ion, notamment en Martinique, à La Réunion ou en Guadeloupe.

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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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