Avec 89 térawattheures (TWh) d’exportation d’électricité vers nos voisins européens et 2,5 milliards euros d’investissement, le gestionnaire français du réseau d’électricité voit pourtant son chiffre d’affaires baisser.

Le gestionnaire du réseau électrique français, RTE, a présenté ses résultats annuels de 2024. Dans un contexte de retour à des niveaux de production d’électricité pré-crise et de stabilisation des prix de marché, l’entreprise affiche un chiffre d’affaires de 5,56 milliards d’euros, en recul de 9 % par rapport à 2023. Le résultat net s’élève à 171 millions d’euros, marquant un fort repli comparé à 2023 (417 M€) et 2022 (485 M€).

La production électrique française a atteint 536,5 TWh en 2024, des niveaux similaires à l’avant-crise des prix et du nucléaire. Cette dynamique a favorisé un solde exportateur jamais vu auparavant, de 89 TWh vers les pays voisins. Le prix spot moyen de l’électricité s’est établi autour de 60 €/MWh, stabilisé après les fortes fluctuations des années précédentes.

Un chiffre d’affaires en baisse malgré une consommation en hausse

Les recettes d’accès au réseau – une sorte de péage — portées par une hausse de la consommation industrielle (+3 TWh) ont progressé de 4 %, atteignant 4,2 milliards d’euros. Toutefois, la baisse des écarts de prix entre la France et ses voisins a pesé sur les revenus des interconnexions, en recul de 770 millions d’euros. Les coûts d’exploitation sont restés élevés, notamment en raison du coût des réserves nécessaires au maintien de la fréquence et des achats d’électricité pour compenser les pertes sur le réseau. La consommation a, elle aussi, repris le chemin de la hausse après des années en berne.

RTE a poursuivi une politique d’investissement croissante chaque année, dépassant pour la première fois les 2,5 milliards d’euros (+508 millions d’euros en un an). Cette hausse de 37 % par rapport à 2023 s’inscrit dans une trajectoire de 100 milliards d’euros d’investissement à 2040 pour intégrer les énergies bas-carbone et poursuivre les projets d’interconnexion comme le Celtic Interconnector (avec l’Irlande) et golfe de Gascogne (France et Espagne en 2028).

Hausse de l’endettement

L’augmentation des investissements s’est accompagnée d’une hausse de l’endettement net de 13 %, atteignant 11,75 milliards d’euros. Pour financer ses projets, RTE a levé 2,25 milliards d’euros sur les marchés obligataires, incluant une tranche verte de 750 millions d’euros dédiée aux raccordements d’énergies renouvelables.

Alors que 2024 marquait la fin de la période tarifaire TURPE 6 HTB (2021-2024), RTE a présenté en février 2025 les grandes orientations de son prochain schéma décennal de développement du réseau (SDDR). Ce plan vise à accélérer la transition énergétique, adapter le réseau aux évolutions climatiques et soutenir la réindustrialisation du pays.

Avec une évolution tarifaire validée par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) au 1er février 2025, RTE assure disposer des moyens nécessaires pour poursuivre la modernisation du réseau.

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Pendant des années, les fournisseurs alternatifs d’électricité ont proposé des tarifs plus attractifs qu’EDF, le fournisseur historique. Depuis 2025 et la baisse des tarifs réglementés de vente (TRV) de 15 %, l’offre d’EDF redevient compétitive.

Le recul des prix de l’électricité sur les marchés de gros est l’une des principales explications de l’écart entre les prix proposés par les fournisseurs alternatifs et les TRV d’EDF. Après une année 2022 marquée par une flambée des prix, le retour à la normale a été progressif. La remise en état du parc nucléaire français, une production hydroélectrique record en 2024 et une consommation en baisse ont contribué à la détente des marchés.

Les fournisseurs alternatifs, plus réactifs qu’EDF, car ses TRV sont indexés sur les tarifs des deux années précédentes, ont répercuté rapidement cette baisse sur leurs tarifs dès 2023 et 2024. Certains, comme Mint Énergie, ont même proposé des remises allant jusqu’à 30 % sur le prix du kilowattheure, grâce à des offres groupées. Mais cela semble terminé.

EDF reste dans la course

Jusqu’à récemment, le tarif réglementé d’EDF servait d’amortisseur : il augmentait moins vite en période de crise, mais mettait aussi plus de temps à baisser. En 2025, ce retard a été rattrapé avec une diminution de 15 % appliquée le 1ᵉʳ février, portant la facture moyenne d’un foyer à 1 050 euros par an, contre 1 240 euros auparavant, indique la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Jusqu’à cette date, l’indexation du TRV comprenait l’année 2022, durant laquelle la production était en berne.

Ce repositionnement tarifaire a réduit les écarts avec la concurrence. Les fournisseurs comme TotalEnergies, Vattenfall, Alpiq, Ohm Energy ou encore Labellenergie, qui affichaient en 2024 de grandes réductions, proposent désormais des rabais bien plus modestes, souvent autour de 5 %. D’après François Carlier, délégué général de l’association de consommateurs CLCV interrogé par Le Monde, « nous nous retrouvons en 2025 avec un écart tarifaire classique entre EDF et ses concurrents ».

Attention aux modifications brutales de prix sur les offres de marché

Autre élément à prendre en compte : la stabilité des tarifs. Certaines offres bon marché s’accompagnent de conditions contractuelles qui permettent aux fournisseurs de modifier les prix rapidement. Plusieurs acteurs comme Mint Énergie ou Ohm Énergie ont « écopé d’un carton rouge » du médiateur de l’énergie pour des hausses soudaines dépassant parfois 100 % lors de la crise énergétique.

Comme le rappelle la CLCV auprès du Monde, seule la moitié des foyers a intérêt à faire jouer la concurrence, notamment ceux qui suivent de près l’évolution de leur contrat. Pour éviter les mauvaises surprises, EDF propose aussi des offres de marché, parfois plus avantageuses que celles de ses rivaux.

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La Commission européenne a donné son feu vert à l’aide d’État belge en faveur des groupes énergétiques Engie et EDF pour prolonger de dix ans l’exploitation des réacteurs Doel 4 et Tihange 3.

Adoptée en 2003, la loi belge prévoit la fermeture progressive de l’ensemble du parc nucléaire du pays, qui compte sept réacteurs. Mais la guerre en Ukraine et la crise énergétique qui s’ensuivit ont bouleversé ces plans. Face à la dépendance accrue au gaz russe et à l’augmentation des prix de l’énergie, le gouvernement belge a négocié en 2023 un accord avec Engie et EDF pour prolonger Doel 4 et Tihange 3 jusqu’en 2035.

La Commission européenne, qui avait ouvert une enquête sur cette aide d’État afin d’éviter toute distorsion de concurrence, a finalement jugé jeudi 20 février 2025 ce soutien « nécessaire et approprié », tout en imposant des ajustements financiers limitant l’exposition de la Belgique aux coups d’arrêts imprévus. Le ministre belge de l’Énergie Mathieu Bihet a salué la décision, y voyant « une étape clé pour la sécurité d’approvisionnement et la souveraineté énergétique de la Belgique ».

Le résultat net d’Engie porté par le nucléaire

Cette décision bénéficie directement à Engie, qui tire une part significative de ses revenus du nucléaire belge. En 2024, le groupe a enregistré un bénéfice opérationnel de 1,45 milliard d’euros provenant de cette activité, soit plus du double de l’année précédente. Une hausse principalement due à la suppression de la taxe sur les surprofits instaurée mi-2023.

Pourtant, Engie ne considère pas l’énergie nucléaire comme faisant partie de sa stratégie à long terme et a réitéré son opposition à de nouvelles prolongations. Sans les revenus du nucléaire, le bénéfice net total d’Engie aurait diminué, alors qu’il atteint aujourd’hui 4,1 milliards d’euros. Ses activités non nucléaires ont vu leur rentabilité chuter, notamment en raison de la baisse des prix du gaz et de la réduction de l’utilisation des centrales thermiques en Europe.

L’aval de la Commission européenne intervient alors qu’un changement de cap s’opère à Bruxelles. Depuis son arrivée au pouvoir le 3 février, la nouvelle coalition dirigée par le flamand Bart De Wever envisage d’aller plus loin que la simple prolongation de Doel 4 et Tihange 3. Son programme, qui inclut la « création de nouvelles capacités », porterait aussi sur 4 GW, soit l’objectif de 8 GW au total, a précisé le ministre de l’Énergie Mathieu Bihet. Toutefois, ces ambitions devront passer par un vote au Parlement, car la sortie du nucléaire est prévue dans une loi de 2003.

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En 2023, la France a consacré 2,7 milliards d’euros à la recherche et développement (R&D) dans le secteur de l’énergie, soit une hausse de 28 % en euros constants par rapport à 2022​.

L’augmentation de 28 % des dépenses de R&D dans le secteur de l’énergie s’inscrit dans une dynamique de progression constante depuis quatre ans. Près de la moitié des financements (45 %) ont été alloués au nucléaire, représentant 1,23 milliard d’euros, un niveau de financement record​. Cette hausse s’explique en partie par le soutien au développement des petits réacteurs modulaires (SMR), en particulier via le projet Nuward d’EDF qui vise une nouvelle génération de réacteurs. La fission nucléaire capte 88 % de ces investissements, avec une forte progression (+66 %), tandis que la fusion connaît un léger recul​.

L’hydrogène et les batteries, des secteurs en plein essor

Avec 567 millions d’euros investis (+25 %), l’hydrogène et les piles à combustible représentent le deuxième poste de dépenses de la R&D énergétique​. Ces financements sont principalement dirigés vers le développement de technologies de production et de stockage d’hydrogène bas-carbone. Des projets européens d’intérêt commun (PIIEC) européens soutiennent cette dynamique, notamment ceux de Renault (HYVIA), depuis placée en liquidation judiciaire, et Alstom, visant la production de véhicules et d’équipements fonctionnant à l’hydrogène​.

Les batteries et le stockage d’énergie connaissent également une progression, portée par la filière des véhicules électriques. L’entreprise française Verkor en est un exemple. Les financements alloués à l’efficacité énergétique atteignent 422 millions d’euros en 2023, en hausse de 60 % par rapport à 2022​. Le secteur des transports capte l’essentiel de cette enveloppe (316 millions d’euros), notamment pour soutenir les innovations dans la mobilité électrique et les infrastructures associées.

L’industrie (42 millions d’euros) et le bâtiment (34 millions d’euros) bénéficient aussi de cette dynamique, visant à optimiser la consommation d’énergie et réduire l’empreinte carbone des infrastructures existantes​.

Baisse des énergies fossiles et stagnation des renouvelables

Les investissements dans la R&D sur les énergies fossiles poursuivent leur déclin (-17 %), s’établissant à 53 millions d’euros en 2023, soit 2 % du total des financements​. En revanche, la R&D dans les énergies renouvelables recule légèrement (-8 %), atteignant 183 millions d’euros​. La biomasse (55 millions d’euros) enregistre la baisse la plus significative, tandis que le solaire (78 millions d’euros) et l’éolien (18 millions d’euros) restent relativement stables.

Avec plus de 3 milliards d’euros investis en incluant les démonstrateurs, la France se classe en tête des pays du G7 en proportion de PIB consacré à la R&D énergétique​. Elle devance ainsi le Japon et le Canada, qui affichent également une progression de leurs investissements.

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La mer de glace fond de plus en plus vite à mesure que le changement climatique s’accélère. EDF, qui turbine l’eau de fonte du glacier de Chamonix, doit adapter ses captages à cause des sédiments de la fonte.

À Chamonix-Mont-Blanc, la Mer de Glace, plus grand glacier français, ne cesse de reculer. Depuis 1995, elle a perdu environ un kilomètre, un symbole alarmant du réchauffement climatique​. Pourtant, sous cette étendue de glace en sursis, une centrale hydroélectrique unique en son genre continue de fonctionner, exploitant l’eau issue de la fonte du glacier pour produire de l’électricité.

Une centrale sous-glaciaire menacée

Depuis les années 1970, EDF exploite un captage souterrain sous la Mer de Glace. L’eau de fonte s’engouffre dans un réseau de galeries souterraines, descend à 1 075 mètres d’altitude et alimente la centrale des Bois, qui produit chaque année l’équivalent de la consommation domestique d’une ville de 50 000 habitants​. Mais la fonte rapide du glacier entraîne une accumulation croissante de roches et de débris qui menacent de bloquer le captage actuel​.

« Nous avons une incertitude sur le moment où le captage se bouchera », explique Guillaume Marchal, chef du projet de reconfiguration des captages, à nos confrères des Échos. Initialement prévu pour 2030, ce scénario est désormais avancé à 2025​. Pour éviter une interruption de production, EDF a réhabilité un ancien captage à 1 520 mètres d’altitude, transformé en captage de surface protégé par des grilles​.

L’adaptation de l’installation représente un défi logistique et financier. Les travaux ont nécessité le creusement de nouvelles galeries et l’installation de dispositifs de filtration pour préserver les équipements de l’usure accélérée provoquée par les sédiments charriés par l’eau​. Ce chantier, d’un coût de trois millions d’euros, doit permettre une transition vers le nouveau captage sans interruption de la production​.

La mer de glace devrait exister au moins jusqu’en 2100

La Mer de Glace, longue de sept kilomètres et épaisse de 200 mètres, demeure imposante, mais son avenir est incertain. Selon le Groupe intergouvernemental d’experts sur l’évolution du climat (GIEC), même dans les scénarios les plus pessimistes, elle sera encore en glace jusqu’en 2100​. Pourtant, la diminution de son épaisseur et la hausse des températures accélèrent un processus qui pourrait bouleverser le paysage alpin dans les décennies à venir.

Chaque année, des milliers de skieurs et randonneurs foulent la Mer de Glace, souvent inconscients de l’infrastructure cachée sous leurs pieds et des enjeux qu’elle incarne. Elle est à la fois un témoin du changement climatique et un acteur de la transition énergétique, qui illustre le besoin d’adapter notre production d’énergie au changement climatique.

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À partir de l’automne 2025, les plages d’heures creuses vont changer. La modification, portée par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), vise à mieux aligner la consommation sur les périodes de production les plus abondantes, notamment celles liées aux énergies renouvelables comme le photovoltaïque.

À l’automne 2025, les heures creuses seront partiellement déplacées de la nuit vers l’après-midi. Jusqu’à présent, les heures creuses étaient majoritairement placées la nuit, un choix historiquement lié à la production stable du parc nucléaire français. Mais avec la progression des énergies renouvelables, particulièrement le solaire, cette répartition devient moins pertinente. La production électrique est désormais plus importante en milieu de journée, ce qui incite à réajuster les heures creuses à ces périodes.

Dès novembre 2025, 11 millions de foyers verront leurs plages horaires d’heures creuses évoluer. En saison chaude (du 1ᵉʳ avril au 31 octobre), celles-ci seront majoritairement positionnées entre 11 h et 17 h. Dans le détail, les consommateurs auront toujours un total de huit heures creuses par jour (24 heures), dont au moins cinq heures creuses consécutives la nuit. L’après-midi, elles ne pourront être positionnées que 3 heures maximum. En hiver, ces plages seront adaptées en fonction des besoins du réseau électrique. Cette transition s’étendra progressivement jusqu’en 2027.

De l’intérêt de déplacer sa consommation

Ce changement va modifier les usages domestiques des consommateurs :

• Ceux qui programmaient le lave-vaisselle et le sèche-linge la nuit pour profiter des tarifs réduits auront désormais intérêt à les lancer en milieu de journée, quand le tarif sera plus avantageux. Les nuisances sonores nocturnes sont ainsi évitées.
• Les propriétaires de voiture électrique pourront recharger leur véhicule en début d’après-midi, en plus de la nuit, et gagner ainsi en flexibilité.
• Pour ceux qui sont équipés d’un ballon d’eau chaude : si l’équipement est connecté à un compteur Linky, la reprogrammation sera automatique, lui évitant toute manipulation manuelle.

Les 37,3 millions de foyers déjà équipés d’un compteur Linky bénéficieront immédiatement de cette évolution. En revanche, les 2,1 millions de consommateurs utilisant encore un compteur ancienne génération pourront se voir facturer un surcoût de 6,48 € tous les deux mois s’ils refusent le passage au compteur évolué.

Pourquoi cette évolution ?

L’objectif de la CRE est double :

• Encourager une consommation pour éviter les pics de demande (à la clé le déplacement de 7 gigawatts de pointe) et favoriser l’utilisation de l’électricité solaire au moment où elle est produite en abondance.
• Réduire les prix négatifs de l’électricité, qui surviennent lorsque la production est trop importante par rapport à la demande.

À terme, la nouvelle répartition des heures creuses pourrait être étendue à dix heures par jour en été, offrant encore plus de flexibilité aux consommateurs.

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Le changement climatique et l’évolution de la population vont redessiner les besoins énergétiques en France au cours du XXIe siècle. Une étude récente publiée dans Climate Services montre comment la baisse de la demande en chauffage compensera l’augmentation de la climatisation.

Une étude menée par le laboratoire de météorologie dynamique de l’école polytechnique, l’école des Ponts Paris Tech et Saint-Gobain, s’est intéressée à l’impact de l’évolution de la démographie et du changement climatique sur la demande en climatisation, qui devrait fortement augmenter, dont la hausse sera plus que compensée par la diminution des besoins en chauffage. Actuellement, le secteur résidentiel en France consomme environ 487 TWh d’énergie par an, représentant près de 49 % de la consommation énergétique nationale.

Le chauffage consomme davantage que la climatisation

Pour déterminer l’impact de la climatisation et du chauffage et le coupler au changement climatique, les auteurs de l’étude ont créé les Heating degree-days (HDD) et Cooling degree-day (CDD). Le HDD (chauffage) est calculé de la manière suivante : en 2020, les chercheurs ont regardé chaque jour de combien la température était inférieure à 18 °C. Le HDD valait environ 2 300 °C. Suivant le scénario de changement climatique, il s’établira aux alentours de 2 000 °C en 2100, car la température s’élèvera et il y aura moins besoin de chauffage. Le raisonnement est le même pour les CDD (climatisation) : c’est la somme des déviations journalières de température par rapport à 22 °C.

Les projections jusqu’en 2100, basées sur les scénarios climatiques du programme EURO-CORDEX, ont montré que les HDD baisseront au moins de 28 % tandis que les CDD tripleront, voire quadrupleront à horizon 2100. Mais le chauffage est tel, aujourd’hui, que la consommation de la climatisation ne devrait pas surpasser la baisse du chauffage.

Cette augmentation des degrés-jours de refroidissement concerne particulièrement le sud de la France et les zones urbaines densément peuplées. Montpellier, Toulouse et Marseille, déjà exposées à des vagues de chaleur plus fréquentes, verront leur consommation électrique pour la climatisation augmenter significativement. En revanche, des régions comme la Bretagne et le littoral de la Manche seront moins affectées. L’évolution sera donc disparate et remodèlera la consommation énergétique.

Démographie et consommation d’électricité

L’étude ne s’est pas arrêtée au constat de l’impact du changement climatique sur la consommation électrique de la climatisation et du chauffage. Elle a obtenu le résultat suivant : la croissance démographique pèse autant que le réchauffement climatique sur la demande énergétique. La population française, actuellement de 68 millions d’habitants, pourrait atteindre 74 millions d’ici 2050 avant de se stabiliser. Dans certains départements comme l’Hérault (+60 % de population d’ici 2100), l’augmentation de la consommation électrique sera davantage due à la hausse du nombre d’habitants qu’à l’augmentation des températures.

Inversement, des départements comme le Pas-de-Calais, où la population diminue (-13 % prévu d’ici 2100), connaîtront une baisse plus marquée de leur consommation d’électricité pour le chauffage. Ces tendances montrent qu’une stratégie nationale unique ne sera pas efficace : il faudra adapter les politiques énergétiques aux spécificités locales où l’augmentation de la population et le changement climatique seront l’un ou l’autre principal responsable de l’augmentation de la consommation du chauffage et de la climatisation.

La nécessaire adaptation des politiques publiques

L’étude suggère que les mesures d’efficacité énergétique (isolation des bâtiments, optimisation des systèmes de chauffage et de refroidissement) seront essentielles pour limiter l’impact de la hausse des températures. Mais elles devront être complétées par des stratégies de gestion de la demande énergétique, notamment dans les zones où la croissance démographique est la principale cause de l’augmentation de la consommation.

Enfin, l’étude souligne l’importance d’intégrer les migrations internes liées au climat dans les projections énergétiques. Un scénario testé montre que si une partie des habitants des zones les plus chaudes migre vers des régions plus clémentes, cela pourrait modifier sensiblement la répartition de la consommation électrique en France.

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Deux annonces récentes illustrent la volonté du gouvernement de rationaliser les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables, et notamment aux petites centrales solaires photovoltaïques, afin de réduire les coûts et d’améliorer leur efficacité.

Le gouvernement, par la voix de Marc Ferracci, ministre de l’Industrie et de l’Énergie, a dévoilé le 20 janvier au Sénat un projet de révision des subventions publiques destinées aux petites installations photovoltaïques, jusqu’à 9 kilowatts crêtes (kWc). « Au fond, nous voyons que les petites installations [photovoltaïques] sont surtout pertinentes pour [autoconsommer] l’énergie produite et que, dans ce cas, elles peuvent trouver une rentabilité avec un moindre soutien public. »

Le ministre a souligné que ces installations, souvent utilisées pour l’autoconsommation, entraînent des coûts de raccordement importants. De plus, leur production intermittente, difficile à piloter, a favorisé l’apparition d’épisodes fréquents de prix négatifs sur le marché de l’électricité en 2024. Face à ces constats, le gouvernement entend recentrer les aides sur les installations les plus performantes et estime que cette réforme pourrait engendrer une économie de 214 millions d’euros dès 2025​.

Limiter la production en cas de prix négatifs

Dans le même esprit de rationalisation, le Sénat a adopté un amendement visant à encadrer la production d’électricité subventionnée lorsque les prix deviennent négatifs sur le marché spot. Ce dispositif permettra à EDF Obligation d’Achat (EDF OA) et aux entreprises locales de distribution (ELD) de demander l’arrêt ou la limitation temporaire des installations concernées.

Ce mécanisme, déjà évoqué par le précédent gouvernement, mais repoussé car la partie « recette » du gouvernement Barnier avait été rejetée, cible les grandes installations, comme les parcs éoliens offshore des premiers appels d’offres ou les centrales photovoltaïques de forte capacité. Les petites installations de moins de 10 mégawatts sont exclues de cette mesure. L’objectif est de réduire les pertes financières causées par ces heures de prix négatifs pour l’État, qui souhaite actuellement se serrer la ceinture. Elles ont coûté 30 millions d’euros en 2024. La réforme devrait limiter ce coût à 5 millions d’euros dès 2025​.

Dans le même temps, une décision constitutionnelle a été rendue le 24 janvier 2025 par le Conseil constitutionnel. Saisi sur la constitutionnalité du déplafonnement du montant des primes versées à l’État par les producteurs renouvelables dans le cadre des contrats de complément de rémunération, le Conseil constitutionnel a décidé d’abroger la loi à compter du 31 décembre 2025. L’État, à la recherche de recettes supplémentaires dans un contexte de hauts prix de l’électricité, avait décidé, en 2023, de ne plus mettre de limite aux reversements des producteurs renouvelables à EDF OA.

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Pour la première fois, l’énergie solaire a dépassé le charbon dans la production d’électricité des 27 pays membres, selon le dernier rapport du think tank britannique Ember.

C’est la première fois que les panneaux solaires surpassent la production d’électricité à partir de charbon, relève le think tank Ember dans un rapport. Cette évolution montre l’accélération de la transition vers les énergies renouvelables au sein de l’UE. Le solaire a donc représenté 11 % de la production d’électricité en 2024, contre 10 % pour le charbon. Une progression fulgurante quand on sait qu’en 2019, le charbon était encore la troisième source d’énergie de l’UE.

Un déclin marqué des énergies fossiles

Le rapport d’Ember met en lumière plusieurs tendances significatives. Parmi elles :

• La part des énergies renouvelables dans le mix électrique européen a atteint 47 % en 2024, contre seulement 34 % en 2019
• La production d’électricité à partir de combustibles fossiles a chuté à un niveau historiquement bas, ne représentant plus que 29 % du mix énergétique, contre 39 % il y a cinq ans
• La production d’électricité à partir de gaz a diminué pour la cinquième année consécutive

Ces chiffres démontrent précisément que « les combustibles fossiles perdent leur emprise sur l’énergie de l’UE », souligne le Dr Chris Rosslowe, auteur principal du rapport.

Des bénéfices économiques

La transition hors des fossiles a, bien sûr, des avantages environnementaux. « Les émissions du secteur de l’électricité sont désormais tombées à la moitié de leur niveau maximum, en 2007 » relève-t-il. Mais elle a également permis à l’UE de réaliser d’importantes économies. Selon Chris Rosslowe, « la croissance de l’énergie solaire depuis 2019 a permis à l’UE d’éviter 59 milliards d’euros d’importations de combustibles fossiles ».

La progression des renouvelables entraîne de nouveaux enjeux de flexibilité dans la production pour l’équilibre du réseau électrique. Le rapport souligne ainsi que le déploiement de batteries a nettement progressé, avec une capacité installée de 16 GW en 2023 contre 8 GW en 2022. Ceci, pour lutter contre le phénomène grandissant des heures à prix négatifs. Elles représentent 4 % des heures en moyenne dans l’UE, contre 2 % en 2023, et se sont produites pratiquement partout parmi les 27, souligne Ember.

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En Belgique, des turboréacteurs dérivés de Boeings 707 sont activés en situation d’urgence pour répondre à une demande en électricité dépassant les capacités habituelles.

Fonctionnant généralement au gaz ou au kérosène, les turboréacteurs peuvent démarrer rapidement pour faire décoller un avion, mais aussi… pour produire de l’électricité. Du moins, dans une version spécialement adaptée. Chez nos voisins belges, ce sont des turbines dérivées de celles utilisées pour la propulsion des vieux Boeings 707 qui sont mis à contribution dans certaines situations. Comme on peut s’en douter, leur usage reste coûteux et très polluant, car ils consomment de grandes quantités de carburant. Ces moteurs, peu efficaces, ne sont activés qu’en cas de déséquilibre critique entre l’offre et la demande d’électricité. Matthias Detremmerie, cofondateur du fournisseur belge Elindus, justifie leur utilisation auprès de Belga : « la situation doit déjà être très grave, avec des prix de déséquilibre de l’ordre de 1 000 euros par mégawattheure (€/MWh), voire plus chers ».

En 2025, ces turbines à réaction ont déjà été mises en marche à plusieurs reprises. Le 14 janvier, lors d’une chute de neige, et à nouveau récemment à la suite de l’arrêt imprévu du réacteur nucléaire de Tihange 1. Cette panne a entraîné des prix records, atteignant jusqu’à 2 450 €/MWh, forçant l’activation des turboréacteurs pour éviter une défaillance du réseau.

Augmenter le stockage d’énergie pour éviter d’allumer les réacteurs

L’activation de ces moteurs révèle les défis auxquels fait face le système énergétique belge. En janvier, les conditions climatiques ont été particulièrement défavorables à la production d’énergies renouvelables. Malgré la demande croissante en électricité, l’éolien et le solaire n’ont presque rien produit pendant cette période, laissant le pays dépendant de ses capacités conventionnelles, déjà utilisées à plein régime.

Cette situation montre que le réseau belge doit gagner en flexibilité. Notamment en investissant dans des solutions de stockage et des interconnexions, et en engagent les citoyens belges vers une consommation plus flexible. Comme nous le notions dans un précédent article, la production française vole parfois au secours du réseau belge. Si les turboréacteurs remplissent leur rôle d’ultime rempart contre une panne généralisée, leur coût environnemental et financier les rend clairement insoutenables à long terme.

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En septembre 2022, des explosions ciblées sur les gazoducs Nord Stream 1 et 2, reliant la Russie à l’Europe, ont provoqué la plus grande fuite de méthane jamais enregistrée pour un événement unique.

Selon une étude coordonnée par le Programme des Nations Unies pour l’environnement (PNUE), près de 465 000 tonnes métriques de ce puissant gaz à effet de serre, le méthane, ont été libérées dans l’atmosphère lors du sabotage des gazoducs Nord Stream 1 et 2. Une estimation « plus de deux fois supérieure à ce que ce que l’on pensait auparavant » expliquent les auteurs. Ce volume équivaut à ce que huit millions de voitures thermiques roulants pendant une année entière auraient émis en CO2.

Les premières estimations, basées sur des mesures satellitaires et atmosphériques, étaient largement sous-évaluées. En réponse, un groupe international de chercheurs, incluant des équipes françaises du CEA, a travaillé à affiner ces chiffres. Grâce au modèle thermique Cathare, initialement développé pour la sûreté nucléaire, les chercheurs ont simulé les débits des fuites en tenant compte des caractéristiques géométriques et thermodynamiques des gazoducs.

Une fuite gigantesque aux conséquences limitées

Malgré la fuite gigantesque, cet événement représente seulement 0,1 % des émissions anthropiques mondiales de méthane pour l’année 2022. « Ce rejet extraordinaire n’a duré que quelques jours, mais il illustre la vulnérabilité de nos infrastructures énergétiques », souligne Manfredi Caltagirone, directeur de l’Observatoire international des émissions de méthane, interviewé par Contexte. L’analyse des panaches atmosphériques a montré que, malgré leur ampleur, ces émissions restent négligeables face à celles du secteur gazier et pétrolier mondial, équivalentes à deux jours d’exploitation​​.

Le méthane, ce gaz 25 fois plus réchauffant que le dioxyde de carbone, doit être rapidement éliminé. Le Global Methane Pledge, un accord international, vise à réduire de 30 % les émissions mondiales de méthane d’ici 2030.

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Recul des fossiles dans la production d’électricité et progression des renouvelables : Montel dresse le bilan 2024 du marché européen de l’électricité.

Un rapport publié par Montel dresse le bilan 2024 du marché européen de l’électricité. Les faits saillants sur la demande et les heures à prix négatifs, par exemple, y sont relevés et la part belle est donnée aux énergies renouvelables. Leur part dans la production totale d’électricité a dépassé pour la première fois les 50 %, atteignant 1 267,8 térawattheures (TWh).

Malgré une légère diminution en volume par rapport à 2023, les énergies renouvelables ont établi un nouveau record en proportion de la production totale. L’hydroélectricité (19 %) et l’énergie éolienne (18,5 %) ont été les principales contributrices, tandis que le solaire a poursuivi son essor, atteignant 9,2 %. La bonne nouvelle est que cette progression s’est opérée au détriment des combustibles fossiles, dont la part est tombée à 24,9 %, contre 37,1 % en 2015. La production à base de charbon et de lignite, en particulier, a chuté de 55 % depuis 2015.

Une demande en berne

La chute de la demande explique en partie la progression des renouvelables. En 2024, la demande totale a atteint son plus bas niveau depuis plusieurs années, à 2 678 TWh, soit une baisse de 7,7 % par rapport à 2023. L’Allemagne, premier consommateur de gaz en Europe, a vu sa demande industrielle reculer en raison d’un ralentissement économique pour la deuxième année consécutive. À cela s’ajoute la montée en puissance de l’autoconsommation photovoltaïque, qui a réduit la consommation des ménages sur le réseau.

Après des années marquées par des problèmes techniques, la filière nucléaire française a fait un retour remarqué. Avec une capacité disponible atteignant 57 gigawatts (GW) en décembre 2024, EDF a retrouvé son niveau pré-crise. Elle avait plongé à moins de 30 GW en 2022. La France est redevenue le premier pays exportateur d’électricité en Europe, avec 89 TWh exportés, un record depuis 2002. Fait notable, la production nucléaire réelle décroche de plus en plus de sa disponibilité totale : il module de plus en plus sa production pour s’adapter aux prix de marché, les renouvelables étant souvent prioritaires.

Augmentation des heures à prix négatif

En 2024, les marchés européens ont enregistré un nombre record d’heures à prix négatifs, une tendance qui montre qu’intégrer les énergies renouvelables sans flexibilité est un leurre. La Finlande (721 heures) s’est distinguée en tête du classement, dépassant la Suède (660), l’Allemagne (450) et les Pays-Bas (375). Cette situation s’explique par une forte production éolienne couplée à des interconnexions limitées avec les pays voisins, notamment l’Estonie et la Suède. La France en a compté 350.

En Allemagne et aux Pays-Bas, ces épisodes sont principalement attribués à l’essor des installations solaires, particulièrement dans le résidentiel. Pendant les heures de pic solaire, les importations et la production à base de combustibles fossiles se réduisent drastiquement, creusant l’écart entre les heures creuses et pleines.

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La filiale d’EDF Renouvelables, Photowatt, l’un des derniers fabricants français de composants photovoltaïques, cessera définitivement son activité. Cette annonce marque la fin d’une histoire débutée en 1979 à Bourgoin-Jallieu (Isère) et illustre les difficultés persistantes de l’industrie solaire en France, laminée par la concurrence chinoise.

Et la lumière s’éteint chez Photowatt. L’entreprise productrice de panneaux solaires a fermé ses portes. Elle enregistrait un déficit structurel de 20 à 30 millions d’euros par an, malgré les investissements réalisés par EDF depuis son rachat en 2012 pour un euro symbolique. À l’époque, l’entreprise avait été sauvée sous la pression du gouvernement de Nicolas Sarkozy.

Mais ces efforts n’ont pas suffi à rendre Photowatt viable. « La société n’a pas su trouver son équilibre financier sur le long terme, notamment dans un contexte de marché mondial extrêmement compétitif », a déclaré un porte-parole d’EDF Renouvelables à PV Magazine​. L’usine, qui produisait des wafers (plaquettes de silicium) destinés à la fabrication de cellules photovoltaïques, ne pouvait pas rivaliser avec la production de masse chinoise. La suppression des droits de douane sur les panneaux chinois en 2018 a encore accentué le déclin de la filière européenne.

Un espoir déçu avec le projet de méga usine Carbon

Depuis plusieurs années, EDF Renouvelables cherchait un repreneur. Le dernier en date, la start-up Carbon ambitionnait de transformer l’usine pour en faire un site d’assemblage de panneaux solaires, avec un investissement annoncé de 40 millions d’euros​.

Mais ce projet n’a pas convaincu les salariés. Le Comité social et économique (CSE) a émis un avis défavorable, estimant que le financement du projet n’était pas garanti. Dans un communiqué, le syndicat Force Ouvrière a dénoncé un plan reposant « uniquement sur des financements externes non conclus et donc non garantis »​. Carbon a finalement renoncé en novembre 2024, invoquant des obstacles techniques et un désaccord avec EDF sur le report de l’acquisition​.

Échange tendu à l’Assemblée nationale

Mardi 28 janvier, Alexis Jolly, député de la 6ᵉ circonscription de l’Isère, a interpellé le ministre de l’Industrie et de l’énergie Marc Ferracci à l’Assemblée nationale. Il a dénoncé « les gouvernements successifs dont vous êtes les continuateurs », les accusant d’avoir « totalement abandonné Photowatt à la merci de ses concurrents asiatiques ».

Le ministre a répondu qu’il était attristé par la fermeture de Photowatt, mais a rejeté la responsabilité sur les salariés : « Je suis attristé parce que j’ai suivi de près les discussions qui ont eu lieu avec l’entreprise Carbon. Ces discussions ont échoué, mais ce n’est pas la faute de l’État. C’est l’opposition des salariés qui a fait échouer le projet lui-même ».

Ces déclarations ont suscité une vive réaction. Le lendemain, la section locale du Parti socialiste de Bourgoin-Jallieu a dénoncé « des propos purement scandaleux et inadmissibles de la part d’un ministre », rejetant toute responsabilité sur les salariés. Le PS a estimé que « les seuls responsables sont les gouvernements qui se sont succédé depuis 2017 », affirmant que si EDF avait réellement investi dans le développement de sa filière photovoltaïque, « le résultat ne serait pas celui-ci ». Le parti a exigé des excuses publiques de la part du ministre.

162 employés licenciés de cette usine comptent désormais sur le plan de sauvegarde de l’emploi et être reclassés au sein d’EDF ou percevoir des indemnités de départ.

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Le 13 janvier 2025, l’EPR de Flamanville, pour la première fois depuis sa connexion au réseau électrique français, est passé en territoire positif en termes de production nette.

L’EPR de Flamanville, la troisième tranche connectée au réseau le 21 décembre 2024, peut désormais fournir plus d’électricité qu’il n’en consomme. La mise en service de ce réacteur de nouvelle génération, le plus puissant de France avec une capacité maximale de 1 650 mégawatts (MW), reste toutefois progressive. Dès le 13 janvier à 20 h, sa production est passée en positif, oscillant autour de 40 MW, avec des pics à 110 MW. Le réacteur continue toutefois de connaître des jours de production « négative », c’est-à-dire que les machines nécessaires à son fonctionnement consomment davantage que ce qu’il produit. EDF prévoit une montée en puissance étalée sur plusieurs mois, avec une exploitation à pleine capacité attendue pour l’été 2025.

Il reste des tests programmés

Dans ce processus de démarrage, de nombreux arrêts sont programmés. Entre dix et quinze au total selon EDF, destinés à tester les équipements et à garantir la sûreté. Et ce, pour vérifier 62 000 critères de sécurité, notent Les Echos. À peine Flamanville 3 commence-t-il à produire qu’EDF doit déjà répondre à des critiques de Blast info. L’opérateur réfute les rumeurs de vibrations dans le circuit primaire, et affirme que les opérations suivent leur cours normalement.

Le coût du chantier de l’EPR de Flamanville a dernièrement été réévalué par la Cour des Comptes à 23,7 milliards d’euros. Malgré les critiques sur les délais (douze années de retard) et les dépassements budgétaires, le réacteur injecte ses premiers électrons. Avec une capacité d’alimentation prévue de deux millions de foyers, Flamanville 3 participe à la bonne forme actuelle des 56 autres réacteurs du parc nucléaire français, remis de ses problèmes de corrosion sous contrainte. La production avait chuté en 2022 et 2023.

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Si les avis rendus récemment par l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) ainsi que l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) soulignent des progrès significatifs dans le stockage longue durée des déchets nucléaires de Cigéo, il reste « des sujets nécessitants des compléments importants » relèvent les deux agences.

Cigéo, porté par l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA), vise à confiner pour l’éternité les déchets de haute activité et à vie longue issus des centrales nucléaires françaises. Actuellement, c’est un laboratoire déclaré d’utilité publique après des décennies de recherches. Et depuis 2023, il a déposé sa demande d’autorisation de création (DAC), qui est en cours d’examen par l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), née de la fusion entre l’ASN et l’IRSN. Cette demande a été évaluée dans deux avis différents, de l’ASN et l’IRSN.

Des garanties et des questionnements ouverts sur les déchets

Dans son avis publié le 16 janvier 2025, l’IRSN salue la maturité du projet en phase d’exploitation. Les installations de surface et les infrastructures souterraines ont atteint un niveau de sûreté jugé « globalement satisfaisant ». La robustesse des données géologiques, des matériaux et des colis de déchets a également été confirmée lors d’une précédente évaluation en juin 2024​​.

Malgré cet avis positif, des préoccupations subsistent notamment en matière de prévention des incendies et des explosions. Les experts soulignent que la gestion des risques liés à l’incendie, en particulier pour les déchets bitumés enveloppés dans des alvéoles, nécessite une analyse approfondie, car l’émission de dihydrogène, gaz hautement inflammable, entraîne un risque d’explosion. Même s’il est « difficile » d’estimer si la démonstration de sûreté peut être apportée à ce stade de développement du projet.

Sûreté à confirmer lors de la phase d’exploitation pilote

L’ANDRA s’est engagée à fournir des éléments complémentaires à des étapes clés de la construction, avant le stockage effectif des premiers colis. La phase industrielle pilote, incluant les premières années d’exploitation, sera déterminante pour valider les hypothèses de sûreté et ajuster les infrastructures en conditions réelles. Les conclusions de cette phase éclaireront le Parlement sur la poursuite du projet​.

Alors que l’évaluation en phase d’après-fermeture est attendue pour 2025, la controverse autour de Cigéo persiste. Les opposants, préoccupés par les impacts environnementaux et les risques d’accidents, appellent à plus de transparence.

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La production d’électricité a atteint son plus haut niveau depuis cinq ans, totalisant 536,5 térawattheures (TWh). C’est en partie dû à la reprise du nucléaire, aux énergies renouvelables et au moindre recours aux énergies fossiles, rendant le mix électrique à 95 % bas-carbone.

La production d’électricité française a atteint un niveau record en 2024, « son plus haut depuis 5 ans ». « Elle retrouve un niveau identique à celui de 2019, conforme à la moyenne 2014-2019 » selon un bilan publié lundi par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité, RTE. Dans le même temps, RTE annonce qu’elle est à 95 % bas-carbone.

La production nucléaire a enregistré un net rebond avec 361,7 TWh. Ce résultat fait suite à une année 2022 noire, où des problèmes de corrosion avaient conduit à la fermeture de plusieurs réacteurs, abaissant la production à 279 TWh. Depuis, un redressement progressif amorcé en 2023 a permis de retrouver des niveaux comparables à ceux d’avant la crise sanitaire​​​, à savoir 67,41 % de l’énergie produite.

Les renouvelables en forme, mais moins que nos voisins européens

La France a également franchi une étape importante en matière de renouvelables. Pour la première fois, ces énergies ont généré 148 TWh, soit 27,6 % de la production totale. L’éolien (46,6 TWh) et le solaire (23,3 TWh) se distinguent particulièrement par leur croissance rapide. La production hydraulique a, quant à elle, atteint 74,7 TWh, son meilleur niveau depuis 2013, grâce à des records de pluviométrie​​​. Leur part dans le mix électrique français est encore inférieure aux voisins allemands et britanniques, et fait l’objet d’un contentieux avec la Commission, pour non-atteinte des cibles de part des renouvelables.

Avec le nucléaire et avec moins de fossiles, elles permettent de décarboner le mix électrique français. En effet, 95 % de l’électricité produite en France en 2024 provient de sources bas-carbone, contre 92 % en 2023. Selon RTE, l’intensité carbone de la production d’électricité française a été de 21,3 grammes d’équivalent CO2 par kWh, près d’un tiers de moins qu’en 2023.

La production fossile n’a jamais été aussi faible

À l’inverse, la production à partir des énergies fossiles (gaz, charbon, fioul) a chuté à un niveau historiquement bas de 19,9 TWh, le plus faible depuis les années 1950. Pour la première fois, la production solaire a surpassé celle des fossiles. Ce repli s’inscrit dans une stratégie nationale visant à fermer les dernières centrales à charbon d’ici 2027​​.

Comme le souligne Thomas Veyrenc de RTE, la prochaine étape consiste à « à réussir à électrifier notre économie, qui dépend encore à 60 % des énergies fossiles ». Les efforts actuels, s’ils se poursuivent, pourraient non seulement renforcer l’indépendance énergétique de la France, mais également consolider son rôle de leader européen en matière d’exportation d’électricité, atteignant un record de 89 TWh en 2024​.

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Le 1ᵉʳ février 2025, les tarifs réglementés de l’électricité baisseront de 15 %, en France, annonce la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Mais si certains en ressortiront gagnants, d’autres risquent d’être pénalisés, notamment en raison d’une hausse concomitante des taxes. Alors, à qui profite réellement cette baisse ?

Sujet sensible puisque touchant au portefeuille des Français, les prix de l’électricité ont participé à la chute du gouvernement Barnier. En cause, une remontée des taxes, mais une baisse des prix de marche, conduisant à une baisse des tarifs réglementés de 15 % au premier février 2025. Mais suivant le contrat, l’évolution des prix sera différente.

Les principaux gagnants seront les ménages souscrivant au tarif bleu réglementé d’EDF, qui concerne environ 60 % des foyers français, ainsi que ceux dont les contrats de marché sont indexés sur ce tarif (10 % supplémentaires). Pour eux, la baisse de 15 % ramène les prix à leur niveau de février 2023, offrant un répit après des années de hausse vertigineuse des factures énergétiques. Les très petites entreprises (TPE) peuvent également se réjouir : elles auront désormais un accès élargi au tarif réglementé.

La CRE a estimé l’économie pour les foyers bénéficiant des tarifs réglementés (qui utilisent l’électricité pour la cuisson, l’eau chaude et le chauffage) : la réduction serait de 651 euros par an pour une famille de quatre personnes vivant en maison, de 389 euros pour un foyer de trois personnes en appartement, et de 107 euros pour un foyer de deux personnes.

EDF, en situation de quasi-monopole sur ce segment, entend capitaliser sur cette évolution. L’énergéticien propose déjà des offres de marché jusqu’à 30 % moins chères que le tarif réglementé actuel à certaines conditions, tentant d’anticipant une mobilité accrue des consommateurs. Ses offres classiques (base et heures pleines / heures creuses) restent cependant plus coûteuses que la concurrence.

Les perdants : clients aux offres de marché

En revanche, les consommateurs ayant opté pour des offres à prix non indexé, souvent proposées par des fournisseurs alternatifs, risquent de subir un effet inverse. Ces contrats, historiquement compétitifs, vont voir leur avantage diminuer sous l’effet combiné de la hausse de l’accise sur l’électricité et du tarif d’acheminement (TURPE), qui augmentera de 7,7 %. Cette majoration, couplée à la fin du « bouclier tarifaire », pourrait représenter autour de 9 % de hausse, estime Céline Regnault, directrice grand public d’Engie auprès des Échos.

Face à cette situation, plusieurs fournisseurs alternatifs, tels qu’Ohm Énergie ou Alpiq France, ont annoncé des gestes commerciaux pour maintenir leur compétitivité. Ils prévoient de compresser leurs marges ou d’absorber certaines hausses pour fidéliser leurs clients. Cependant, ces initiatives demeurent limitées et ne suffiront pas à compenser l’érosion générale des avantages de ces offres​​.

Vers une plus grande volatilité des prix en 2026

À plus long terme, l’ensemble des acteurs du marché pourrait être touché par un nouveau bouleversement : la fin annoncée de l’Accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH) fin 2025. Ce mécanisme, garantissant un prix compétitif pour une large part de l’électricité aux fournisseurs, ils vont désormais se retrouver à une volatilité accrue des prix de gros si aucun système de remplacement n’est trouvé. Cette incertitude pourrait se traduire par une nouvelle hausse des tarifs, quel que soit le type de contrat souscrit​​.

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Selon un récent rapport de la CREG (régulateur Belge de l’électricité et du gaz) sur les évolutions des marchés de gros de l’électricité et du gaz, il était souvent plus économique, en 2024, d’importer de l’électricité depuis la France que de faire fonctionner les centrales belges au gaz. Cette situation a permis à la Belgique de bénéficier de prix relativement bas, notamment grâce aux importations en provenance de la France.

La Commission de régulation de l’électricité et du gaz (CREG) belge tire le bilan électrique et gazier de 2024. L’impact de la France sur les importations belges et sur les prix a été marqué, relève-t-il.

En 2024, la Belgique a importé 12,5 térawattheures (TWh) nets d’électricité de la France, bien plus que la totalité de son déficit commercial en électricité (10,7 TWh). Après quatre années consécutives d’exportations nettes entre 2019 et 2022, la Belgique est redevenue importatrice nette en 2023 que confirmé par 2024. La mise à l’arrêt des réacteurs nucléaires Doel 3 et Tihange 2 a réduit la production nationale, amplifiant la nécessité de recourir à des importations et sources carbonées.

L’électricité nucléaire française est moins chère

La compétitivité des prix français a permis de faire baisser les prix belges. En 2024, le prix moyen de l’électricité en France s’élevait à 58 euros le mégawattheure (€/MWh), inférieur aux 70,2 €/MWh belges. Cette différence a permis à la Belgique de bénéficier d’une énergie relativement abordable. Cependant, des contraintes sur les interconnexions, particulièrement au printemps, ont limité les flux à certains moments.

L’électricité française, majoritairement produite par des centrales nucléaires et des sources renouvelables, a contribué à stabiliser les prix sur le marché belge. En effet, les périodes d’importations intensives coïncident souvent avec des prix bas en France, ce qui réduit les coûts pour les consommateurs belges. La France a aussi influencé le nombre croissant d’heures avec des prix négatifs en Belgique, passées de 222 en 2023 à 408 en 2024 contre 361 heures en France. Ces épisodes résultent de la surproduction renouvelable, particulièrement solaire, qui provoque des déséquilibres temporaires sur le marché.

Inversion des flux de gaz transitant en Belgique

Outre l’électricité, le rôle de la France dans l’approvisionnement en gaz naturel a été prépondérant en Belgique. Alors qu’habituellement le gaz transite d’est en ouest, depuis les Pays-Bas jusqu’en France, Le Plat Pays a importé 30,8 TWh de gaz via ses interconnexions avec la France. Et ce, pour soutenir les flux européens d’ouest en est pour compenser la baisse des approvisionnements russes. La flexibilité offerte par les infrastructures belges, comme le terminal GNL de Zeebrugge, combinée à la capacité bidirectionnelle des points de connexion transfrontaliers (comme l’interconnexion France-Belgique de Alveringem, a permis d’acheminer et d’inverser les flux de gaz.)

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Faute de budget, les dossiers de subvention déposés après le 1ᵉʳ janvier 2025, bien que traités, connaîtront des retards de versement, suscitant l’inquiétude des particuliers et représentant un revers majeur pour les professionnels.

L’absence de loi de finances pour 2025, conséquence d’un désaccord parlementaire et de la censure du gouvernement, empêche le déblocage des fonds nécessaires au paiement des aides à la rénovation énergétique accordées par le dispositif gouvernemental Ma Prime Rénov’. Bien que les dossiers déposés et validés avant le 1ᵉʳ janvier 2025 soient en partie honorés, ceux instruits après cette date subissent un retard d’une durée indéterminé. Selon Valérie Létard, ministre du Logement, « tant que le budget n’est pas voté, les délais de paiement des aides vont être rallongés », a-t-elle annoncé dans un entretien au Figaro le 9 janvier, insistant toutefois sur le fait qu’il s’agit d’un report et non d’un gel​​.

Les impacts pour les particuliers et les professionnels

Ces retards alimentent l’incertitude chez les particuliers qui envisagent des travaux de rénovation énergétique, comme chez les professionnels du bâtiment. En 2023, la rénovation énergétique représentait 30 milliards d’euros de chiffre d’affaires, soit 14 % du total du secteur​. Selon Olivier Salleron, président de la Fédération Française du Bâtiment (FFB), cette situation risque de provoquer un attentisme chez les propriétaires, voire un abandon des projets en cours, regrette-t-il dans un communiqué.

L’Agence nationale pour l’habitat (Anah), responsable du versement des aides, tente de rassurer auprès d’Ouest France : les dossiers déposés continueront d’être instruits, mais les paiements nécessiteront « patience et compréhension ». L’organisme évoque également la nécessité de sécuriser le dispositif face à des fraudes potentielles, ce qui ajoute des délais​​.

Un contexte politique et financier tendu

Le retard dans le versement des aides MaPrimeRénov’ est le symptôme d’un contexte budgétaire tendu. En décembre 2024, une loi spéciale avait été adoptée pour assurer la continuité des dépenses essentielles de l’État, mais cela excluait les « dépenses discrétionnaires », comme les aides à la rénovation énergétique.

Cette situation survient alors que la France doit intensifier ses efforts pour réduire les passoires thermiques, conformément à la réglementation interdisant leur mise en location. Si le gouvernement affirme ne pas vouloir abandonner les propriétaires face à ces obligations, le manque de visibilité financière remet en question la faisabilité des travaux nécessaires​​.

Le cas de MaPrimeRénov’ illustre les limites d’un modèle dépendant des arbitrages budgétaires annuels. Si le dispositif reste officiellement prolongé pour 2025, son exécution est freinée par un contexte politique instable. Les ménages doivent attendre ce déblocage politique, pour être remboursés.

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Durant les débats organisés par la Commission nationale du débat public (CNDP) dans le cadre des nouveaux EPR2, les participants réclament de plus en plus l’accès à une électricité moins chère en raison de leur proximité avec la future centrale. Bien qu’aucun système d’allègement des factures n’existe à ce jour, cette demande revient régulièrement.

Un groupe de citoyens a été mandaté par l’organisation du débat public de Gravelines (Nord), où seront implantées deux tranches d’EPR2, pour répondre à une question : « en tant qu’habitantes et habitants du territoire, considéreriez-vous que ce projet peut être bénéfique et à quelles conditions ? »

Après avoir balayé la problématique des transports, celles de l’offre de santé ou encore du cadre de vie, une demande nouvelle est apparue : celle d’obtenir une facture d’électricité allégée en raison de leur proximité avec l’extension de la centrale actuelle. Ils considèrent ces deux paires d’EPR2 ne doivent plus seulement bénéficier aux collectivités, qui ont touché des milliards d’impôts et de taxes à Gravelines en 40 ans, selon la voix du Nord, mais directement à leur porte-monnaie.

« Il faut s’assurer que l’énergie produite leur bénéficie en premier lieu, et, si possible, en mettant en place un tarif dégressif et préférentiel en fonction du niveau de proximité avec la centrale (conformément au périmètre de distribution des pastilles d’iodes des 20 km). » Avec un tarif « dégressif et préférentiel » par exemple.

La question de la justice territoriale

Les habitants autour et à Gravelines réclament aussi un chèque énergie, proportionnel à la proximité avec la centrale, sans prendre en compte les revenus. Aussi de faire baisser la taxe foncière. Mais dans le même groupe de citoyens, certains évoquent le risque de créer des injustices territoriales, notamment entre propriétaires et locataires, « accentuant les inégalités sociales ».

À Penly où le débat public pour deux tranches d’EPR2 est terminé depuis déjà un an, une question similaire avait émergé : « Ce projet permettra-t-il de faire baisser le prix de l’électricité ? » À l’image des industriels signant des contrats long terme avec EDF, la demande des habitants concerne l’accès à une énergie peu chère grâce aux centrales nucléaires. Et elle touche un point sensible : le devenir de l’Accès régulé à l’énergie nucléaire historique (Arenh), qui doit prendre fin décembre 2025, auquel les fournisseurs alternatifs ont accès.

Dans les énergies renouvelables, les fournisseurs comme Octopus, par exemple, lancent des offres pour inciter à consommer, le parc éolien voisin des Touches (Loire-Atlantique) dans son cas, moins cher lorsque les pâles tournent. Les habitants aimeraient un accès prioritaire et moins cher dans le nucléaire. Ce modèle est-il transférable ?

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