Le Sénat a adopté en deuxième lecture, lundi 8 juillet, la proposition de loi (PPL) de programmation sur l’énergie portée par le sénateur LR Daniel Gremillet. Quel peut donc être l’avenir du texte, voté à 221 voix contre 24 ?

En s’alignant partiellement sur la version adoptée par la commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale, les sénateurs ont validé plusieurs objectifs énergétiques. 200 TWh d’électricité renouvelable d’ici 2030, 27 GW de capacités nucléaires supplémentaires d’ici à 2030, tout en posant des objectifs pour l’hydrogène bas-carbone « au moins » plus ambitieux que la stratégie nationale hydrogène 2 (révisée à la baisse, car jugée trop ambitieuse, notamment par la Cour des Comptes). À noter, un amendement important a été introduit : il impose au gouvernement d’évaluer l’impact économique des objectifs par filière énergétique — une exigence visant directement le coût des énergies renouvelables, surtout le solaire et l’éolien, que les sénateurs veulent développer sans soutien public.

Le gouvernement veut aller plus vite

La navette parlementaire se poursuit. La prochaine étape aura lieu à l’Assemblée nationale les 22 et 23 septembre, avant une commission mixte paritaire (CMP) prévue mi-octobre. C’est à ce moment-là qu’un compromis devra être trouvé entre députés et sénateurs. En l’absence d’accord, une troisième lecture s’imposera. Le texte avait subi un amas d’amendements en séance (réouverture de Fessenheim, moratoire sur les renouvelables…) et avait été rejeté en première lecture à l’Assemblée.

Reste l’épée de Damoclès, la publication du décret PPE par le gouvernement, qui aimerait que la navette aille plus vite. Le ministre de l’Industrie et de l’Énergie Marc Ferracci agite la menace de le publier avant la fin de l’été, mais a besoin de l’assise législative pour conforter ce décret (la loi fixe les grands objectifs et le décret vient les détailler).

Ces délais retardent la révision de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), un outil indispensable à la planification industrielle et à la mobilisation des investissements dans les filières bas-carbone. Malgré le consensus apparent au Sénat, le gouvernement fait face à un casse-tête politique. Il lui faudra concilier les attentes industrielles, les tirs à boulets rouges sur les énergies renouvelables et les contraintes budgétaires. Autant d’enjeux qui pèseront sur la CMP de l’automne.

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L’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection a donné son aval, le 1ᵉʳ juillet, à la prolongation de vingt réacteurs nucléaires d’EDF de 1 300 mégawatts électriques (MWe) au-delà de quarante ans d’exploitation.

Ce feu vert, la prolongation au-delà de quarante ans de 20 des 57 réacteurs nucléaires, intervient après une large concertation, suivie d’une consultation publique sur le projet d’avis de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR). L’autorité estime que la poursuite du fonctionnement de ces réacteurs est envisageable à condition que soient mises en œuvre les améliorations majeures de sûreté prévues par EDF. Des dispositions supplémentaires ont aussi été prescrites pour atteindre les objectifs fixés par le quatrième réexamen périodique.

Cette décision marque la fin de la phase générique du processus. Elle concerne les modifications communes aux vingt réacteurs de cette catégorie mis en service entre 1984 et 1994. Elle sera suivie, pour chaque installation, d’un volet spécifique décliné lors des visites décennales. La centrale de Paluel (Seine-Maritime) débutera dès janvier 2026 avec un chantier de modernisation qui durera jusqu’en 2040 pour les dernières unités concernées.

Accord ne veut pas dire pas prolongation effective

L’ASNR précise toutefois que son accord ne constitue pas une carte blanche : la prolongation effective dépendra de la capacité d’EDF à concrétiser les travaux de renforcement de la sûreté validés réacteur par réacteur. Cette dynamique s’inscrit dans un contexte où la France mise à la fois sur la relance du nucléaire neuf et sur la préservation du parc existant.

Lors de la signature du contrat de filière nucléaire en juin, le directeur général d’Orano avait illustré la situation par une métaphore sportive, comparant le secteur nucléaire à une équipe de France disputant un match encadré par des arbitres — une référence implicite à l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection : « ils ne font pas partie de l’équipe, mais sont indispensables pour que le match se joue bien et, pour ça, on a besoin qu’ils aient envie que le match se joue à l’heure et de façon fluide. »

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Les fournisseurs alternatifs peinent à séduire face au tarif réglementé de l’électricité proposé par EDF. Dans son dernier observatoire des marchés de détail, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) constate que la dynamique concurrentielle sur le marché de l’électricité continue de s’éroder.

La cause de ce phénomène : la baisse historique de 15 % des tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE), appliquée le 1ᵉʳ février 2025. Cette réduction, préconisée par la CRE pour refléter la chute des prix de gros, a freiné le développement des offres de marché. Résultat : seuls 206 000 foyers ont basculé vers une offre alternative entre janvier et mars, contre 302 000 le trimestre précédent. Dans le même temps, la baisse du nombre de clients des TRVE a ralenti : -135 000 au T1 2025, contre -212 000 au T4 2024.

Le régulateur signale aussi que cette chute des TRVE peut avoir affecté l’attractivité des offres concurrentes : seules 16 d’entre elles étaient moins chères que l’option heures pleines/heures creuses début février, contre 59 avant la baisse. Ce chiffre est néanmoins remonté rapidement à 41 fin mars.

Aujourd’hui, 57 % des ménages — soit environ 20 millions de foyers — restent fidèles aux tarifs réglementés. Les offres de marché, parfois encore plus chères, ne séduisent qu’une minorité. Pourtant, certaines promettent des remises de 5 à 8 %, mais rarement davantage, alors qu’elles pouvaient atteindre jusqu’à -30 % fin 2024, en anticipant mieux la détente des prix sur les marchés.

Vers la fin des tarifs réglementés de l’électricité ?

Autre signal : la répartition entre fournisseurs historiques et alternatifs reste stable, note la CRE. Autrement dit, les nouveaux entrants peinent à grignoter des parts de marché. Et la fin de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) fin 2025 modifiera l’accès au nucléaire pour les concurrents d’EDF.

La CRE envisage une nouvelle légère baisse des TRVE dès le 1ᵉʳ août, si les conditions de marché le permettent. Dans ce contexte, la Commission reste attentive. Le régime dérogatoire encadrant les TRVE arrive à échéance fin 2025 et la Commission européenne devra alors statuer sur leur maintien ou leur suppression.

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Alors que l’Union européenne a relevé ses ambitions climatiques via la directive RED III, la France prend toujours plus de retard. Si elle atteint enfin, en 2024, son objectif de 23 % d’énergies renouvelables fixé pour 2020, la dynamique ralentit et l’écart se creuse avec les nouveaux objectifs pour 2030.

D’après les données provisoires publiées fin juin par les ministères de la Transition écologique et de l’Aménagement du territoire, les énergies renouvelables représentaient 23 % de la consommation finale brute d’énergie en 2024. Une progression de seulement 0,6 point par rapport à 2023, bien en deçà de la hausse de 1,8 point observée l’année précédente.

Ce ralentissement s’explique par deux facteurs : une croissance moins dynamique de certaines filières, notamment le photovoltaïque (+8,3 % en 2024 contre +11,2 % en 2023), et une légère reprise de la consommation finale brute d’énergie (+0,7 %), qui avait pourtant tendance à baisser ces dernières années.

L’objectif 2030 est de moins en moins atteignable

Si la France peut se féliciter d’avoir, avec quatre ans de retard, atteint les 23 % exigés par la directive européenne RED I pour 2020, elle reste loin des nouveaux objectifs fixés pour 2030. En effet, la directive révisée RED III (Renewable Energy Directive III), adoptée à l’échelle européenne en 2023, impose désormais un objectif contraignant de 42,5 % d’énergies renouvelables dans la consommation finale à horizon 2030, avec une ambition portée à 45 % via un mécanisme incitatif. La France, quant à elle, n’a toujours pas transposé cette exigence dans son droit national. Sa loi énergie-climat fixe encore un objectif à 33 %, un niveau désormais obsolète au regard du nouveau cadre européen.

L’écart entre les ambitions européennes et les engagements français devient donc un sujet préoccupant. Non seulement la trajectoire actuelle ne permet pas d’atteindre les objectifs de RED III, mais la dynamique elle-même semble s’essouffler. Le risque : voir la France s’exposer à des procédures d’infraction de la part de la Commission européenne.

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Lors d’une canicule, plusieurs centrales nucléaires françaises peuvent être obligées à baisser leur production, voire même, parfois, à s’arrêter. Une contrainte liée non pas à la sûreté des installations, mais à la température des cours d’eau utilisés pour les refroidir. Le réchauffement climatique, en réduisant les débits et en chauffant les rivières, les contraint à moduler leur production.

Fin juin 2025, EDF a arrêté le réacteur n°1 de la centrale nucléaire de Golfech (Tarn-et-Garonne), en raison de la température de la Garonne qui atteignait 28 °C. Selon l’arrêté préfectoral de 2006, c’est la limite maximale autorisée en température à l’aval de la centrale en période estivale. EDF a ainsi annoncé un redémarrage prévu pour le 7 juillet, en fonction de l’évolution météo (une nouvelle canicule étant annoncée).

Ce type d’adaptation n’est pas nouveau. Déjà en 2022, un été caniculaire avait conduit EDF à solliciter des dérogations auprès de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) pour maintenir la production à Golfech, au Bugey, à Tricastin et à Saint-Alban. L’ASN avait alors temporairement relevé les seuils autorisés pour 24 jours cumulés avec une surveillance environnementale renforcée. En 2019, un des deux réacteurs de Golfech avait également été arrêté pour les mêmes raisons comme à Saint-Alban ou au Bugey lors d’étés secs.

Mais alors pourquoi s’arrêtent-elles ?

Les réacteurs nucléaires prélèvent de l’eau dans un fleuve pour refroidir leur circuit secondaire. Dans les centrales à circuit ouvert (comme Golfech), cette eau est restituée quasi immédiatement après avoir gagné quelques degrés. L’eau étant puisée dans le fleuve, elle est moins abondante que les centrales en bord de mer et va chauffer un peu plus. Dans les circuits fermés (comme dans la centrale nucléaire du Tricastin), une partie de la chaleur est dissipée par des tours aéroréfrigérantes et la problématique de l’eau est bien moins grande. Entre 2015 et 2020, la grande majorité des pertes en énergie (71 %) était due à des « débits trop faibles de la source froide » selon RTE, pour refroidir donc. Dans ce cas, la sûreté du réacteur est en jeu, puisqu’il ne peut pas être suffisamment refroidi. Mais l’arrêt actuel de Golfech n’est pas de cet ordre : c’est la température de l’eau, déjà haute, qui dépasserait la température limite autorisée après avoir refroidi le réacteur, lors de sa restitution au fleuve.

Pour protéger les écosystèmes aquatiques, les températures maximales admissibles en aval des centrales sont strictement réglementées par l’ex-autorité de sûreté (ASN). Les deux niveaux de limite sont les suivants :

– 1ᵉʳ niveau (« normal ») : des seuils à ne pas dépasser en période ordinaire.

– 2ᵉ niveau (« exceptionnel ») : activé en cas de tension sur le réseau électrique (à la demande de RTE), avec des limites provisoirement relevées pour quelques semaines.

Choisir entre protection de l’environnement et production d’électricité

« Ces normes sont là pour protéger la biodiversité, pas pour garantir la sûreté », rappelle l’ASN. Dans les cas extrêmes, elle peut accorder une dérogation, mais cela suppose un arbitrage : faut-il limiter la production et respecter la biodiversité du fleuve ou l’inverse ponctuellement ? En 2022, le gouvernement avait justifié les assouplissements par le besoin de préserver les réserves de gaz et d’assurer la sécurité énergétique à l’approche de l’hiver.

Ces dernières années, EDF a renforcé ses équipements (climatisation, tours de refroidissement…). Près de 1,6 milliard d’euros ont été investis ou engagés jusqu’en 2038 dans le cadre de son programme Adapt, conçu pour faire face au dérèglement climatique. Mais selon la Cour des comptes, l’indisponibilité liée à la chaleur pourrait être multipliée par trois ou quatre d’ici 2050, si rien n’est fait. L’ASNR préconise d’augmenter le « renforcement de la prise en compte des effets du changement climatique » lors de la cinquième visite décennale.

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Mardi 24 juin, l’Assemblée nationale a rejeté à une large majorité (377 voix contre, 142 pour) la proposition de loi dite « Gremillet », censée fixer les objectifs énergétiques pour dix ans. Le texte, déposé par le sénateur LR Daniel Gremillet et initialement soutenu par le gouvernement, a été vidé de sa cohérence au fil des débats parlementaires, avant d’être désavoué.

Sous l’influence du Rassemblement national et d’une frange des Républicains, plusieurs amendements controversés ont été adoptés : un moratoire sur les nouveaux projets éoliens et photovoltaïques, la relance de la centrale de Fessenheim ou encore la suppression des objectifs de biocarburants. Ces victoires de l’extrême droite ont fait dérailler le texte et ont conduit le reste de l’assemblée à le rejeter.

La séance a été révélatrice d’un gouvernement accusé d’absence de cap, un centre peu mobilisé, une droite fracturée sur les renouvelables et une extrême droite aux propositions farfelues.

L’issue du texte est incertaine

Et la confusion persiste. Auditionné le soir même en commission des affaires économiques, Marc Ferracci a affirmé que le décret PPE 3, fixant les objectifs énergétiques chiffrés, aurait « vocation à être amendé au regard des débats de la représentation nationale » et à « respecter les orientations » du Parlement. Il a ajouté que le décret serait « pris, [puis] ajusté », avant de déclarer qu’il ne serait adopté que « dès lors qu’il sera compatible avec les débats qui auront lieu au Parlement ». Interrogé sur un engagement clair à attendre la deuxième lecture à l’Assemblée (le texte y reviendra après la navette au Sénat), il n’a pas répondu.

Pendant ce temps, certains élus, comme Philippe Bolo (MoDem), rappellent leur exigence que le décret ne soit pris qu’après la fin de la navette. Hervé de Lépinau (RN) brandit, quant à lui, la menace d’un « casus belli » si l’exécutif publiait le texte avant. Le flou est total sur la suite. Le texte revient donc au Sénat sous la version sénatoriale et sera examiné les 8 et 9 juillet en séance publique. « Il est possible qu’on se dirige vers une session extraordinaire en septembre qui permettrait au gouvernement d’inscrire le texte en deuxième lecture à l’Assemblée, avant une commission mixte paritaire », explique aux Échos le sénateur LR Daniel Grémillet, à l’origine de la proposition de loi.

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Dans un récent article, Le Figaro s’interroge sur la question : « Les éoliennes et les panneaux solaires nuisent-ils aux centrales nucléaires ? ». Montée en puissance des énergies renouvelables intermittente, bousculement du parc nucléaire contraint de moduler davantage sa production, est-ce vraiment préjudiciable ?

La modulation du nucléaire n’est pas une nouveauté. Elle fait partie de l’ADN du parc français, conçu dès l’origine pour s’adapter à une demande variable. « Couvrir 70 % de la consommation d’un pays avec du nucléaire implique qu’il module », rappelait récemment aux 25 ans de la Commission de régulation de l’énergie Xavier Piechaczyk, président du directoire de RTE. En clair : même sans renouvelables, le nucléaire ne peut fonctionner à pleine puissance toute l’année. Et cela s’est observé avant l’arrivée massive des énergies renouvelables, car la consommation varie entre 30 gigawatts (GW) et 100 GW suivant la saison et le moment dans la journée, principalement température-dépendante.

Depuis trois ans, l’essor du solaire et de l’éolien modifie effectivement le fonctionnement des centrales. EDF doit parfois baisser la puissance de ses réacteurs lors de pics de production renouvelable. Mais ce choix est aussi économique : pourquoi produire à perte lorsque les prix de l’électricité deviennent négatifs ? Produire lorsque les prix de l’électricité sont élevés est aussi intéressant pour EDF.

La modulation des réacteurs nucléaires, ce n’est pas nouveau

Le vrai problème réside moins dans la concurrence entre filières que dans l’inadéquation entre production et consommation. Les usages électrifiés (chauffage, mobilité, industrie) progressent trop lentement. La demande reste atone et l’optimisation du système passe désormais par l’ajustement des usages aux heures de production, grâce aux objets connectés et à la tarification dynamique (évolution des heures pleine et creuse). Un ballon d’eau chaude qui chauffe à midi plutôt qu’à 3 h du matin, c’est autant de marge de manœuvre gagnée pour utiliser l’excédent renouvelable, et ainsi limiter la modulation du nucléaire.

Enfin, pointer du doigt les renouvelables, c’est oublier que ces derniers doivent, eux aussi, s’adapter : les parcs éoliens offshore seront désormais tenus de réduire leur injection lors de prix négatifs, leur prime est versée lorsqu’ils s’arrêtent effectivement de produire.

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Un accord-cadre validé le 19 juin par le conseil d’administration d’EDF valide la construction de six réacteurs de type EPR2, annoncée par Emmanuel Macron en 2022, et dont le coût est estimé à environ 70 milliards d’euros.

L’accord sur le financement du nouveau nucléaire conclu entre l’État et EDF repose sur un montage en deux volets. D’abord, un prêt bonifié de l’État couvrira un peu plus de 55 % du coût de construction. Ce prêt, à taux zéro durant toute la phase de chantier, est une aide d’État indirecte pour limiter le coût du capital supporté par EDF pendant les années sans revenus.

Ensuite, l’exploitation des réacteurs sera sécurisée par un contrat pour différence (CfD), qui garantira un prix de vente de l’électricité autour de 100 euros le mégawattheure (€/MWh). Si les prix de marché sont inférieurs, l’État compensera la différence et, si les prix de marché sont au-dessus, EDF devra reverser l’excédent. Ce mécanisme, déjà utilisé pour les renouvelables ou le projet Hinkley Point C au Royaume-Uni, diminue l’exposition d’EDF à la volatilité des prix sur le marché.

EDF vise une rentabilité comprise entre 6 et 8 %. Pour parvenir à cet objectif, l’entreprise devra respecter l’enveloppe cible dépendante de deux variables clés : le calendrier des travaux et la stabilisation du design détaillé de l’EPR2. Le devis consolidé du programme, reporté à fin 2025, devra traduire ces ambitions en coûts fermes.

Un volet lié aux incertitudes dans la construction

Autre avancée de l’accord : la clarification du partage des risques. Il définit qui, de l’État ou d’EDF, assumera les éventuels surcoûts liés à des aléas techniques, des évolutions réglementaires ou un changement de politique énergétique. Cette clause vise à éviter la répétition du scénario Flamanville dont l’allongement des délais de construction ont coûté très cher.

Prochaine étape, la notification du dispositif à la Commission européenne pour validation au titre du régime des aides d’État. Sur le terrain, les préparatifs avancent à Penly et Gravelines (devenu Grand chantier le 20 juin), tandis que la restitution du débat public du Bugey est prévue le 15 juillet.

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La Banque européenne d’investissement vient d’approuver un financement de 1,6 milliard d’euros pour la future ligne électrique sous-marine entre la France et l’Espagne, via le golfe de Gascogne. L’objectif est de doubler les capacités d’échange.

D’une longueur de 400 km, dont 300 km sous la mer, cette future ligne à courant continu reliera les deux réseaux à courant alternatif de Cubnezais (Gironde) à Gatika (Pays basque espagnol). Ce sera la première interconnexion en grande partie sous-marine entre les deux pays. Porté par la coentreprise Inelfe, réunissant les gestionnaires de réseaux RTE (France) et Red Eléctrica (Espagne), le projet vise à doubler la capacité d’échange électrique entre la France et la péninsule ibérique, pour la porter de 2 800 mégawatts (MW) à 5 000 MW.

Elle permettra d’« assurer que la Péninsule Ibérique ne soit plus une île énergétique », a déclaré Nadia Calviño, présidente de la BEI. Le commissaire européen à l’énergie Dan Jørgensen « salue vivement le soutien financier supplémentaire octroyé par la BEI à l’appui d’un projet clé qui, à terme, améliorera la vie de nombreuses personnes de part et d’autre des Pyrénées et au-delà. »

Mise en service prévue en 2028

Le chantier est déjà engagé, pour une mise en service prévue en 2028. Il bénéficiera aussi d’une subvention européenne de 578 millions d’euros via le Mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE). Au total, plusieurs milliards d’euros sont mobilisés pour ce projet d’intérêt commun (PIC) européen.

Marc Ferracci, ministre français de l’Industrie et de l’Énergie, s’est félicité de cette avancée : « C’est très important parce que cela illustre la volonté de l’Espagne et de la France d’aller plus loin pour décarboner nos économies et montre la solidarité qui existe pour relever le défi de la sécurité énergétique de l’Europe »

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L’Assemblée nationale a voté jeudi soir un moratoire sur toute nouvelle installation éolienne et photovoltaïque, laissant planer un risque majeur sur le développement de ces filières en France.

Déposé par le député LR Jérôme Nury, l’amendement visant un moratoire pour tout projet éolien et solaire a été adopté de justesse. Il a bénéficié de l’alliance des Républicains, du Rassemblement national et de l’Union des droites pour la République, et de l’absence remarquée de nombreux députés centristes et de gauche. Le texte suspend tout nouveau projet renouvelable « pendant toute la durée nécessaire à la réalisation d’une étude objective et indépendante visant à déterminer le mix énergétique optimal pour la France, sur les plans économique et environnemental ».

Droite et extrême droite triomphent

Le gouvernement dénonce un « signal dévastateur ». « Ce moratoire, je le dis avec gravité, est parfaitement irresponsable », a déclaré Marc Ferracci, ministre délégué à l’énergie, au micro de l’assemblée. « C’est une catastrophe économique », a renchéri le rapporteur du texte Antoine Armand (Renaissance). Le groupe écologiste parle de « menace grave pour le climat », quand Sandrine Rousseau s’insurge : « regardez vos enfants en face et dites-leur ce que vous êtes en train de faire ». Pour France Renouvelables, cette décision est tout sauf anodine : elle pourrait entraîner « la destruction de 80 000 emplois ». La droite revendique, elle, une victoire idéologique. « Ce moratoire est au cœur de notre projet », a affirmé le député RN Jean-Philippe Tanguy, moquant « les énergies coûteuses et intermittentes » que sont l’éolien et le solaire.

Avec le vote de cet amendement, de celui redémarrant Fessenheim, le texte est symptomatique de la folie ayant saisi l’Assemblée nationale. Le texte, initialement porté par le Sénat, est désormais profondément modifié. Il prévoit une relance massive du nucléaire, avec 14 nouveaux réacteurs à l’horizon 2030 et le maintien de la capacité actuelle (63 GW) au-delà de 2050. Ce moratoire pourrait toutefois n’être que temporaire. Le vote solennel de l’Assemblée est prévu pour le 24 juin, avant un retour au Sénat début juillet. Mais le gouvernement pourrait publier les décrets d’application dès cet été, avant même la fin de la navette parlementaire. Ou même demander une seconde délibération.

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La France accuse un sérieux retard dans le développement des réseaux de chaleur renouvelable, essentiels pour décarboner le chauffage urbain selon la FNTP.

Dans une étude publiée le 22 mai, la Fédération nationale des travaux publics (FNTP) chiffre les investissements nécessaires pour atteindre les objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) en termes de réseaux de chaleur à 892 millions d’euros par an d’ici à 2035. À ce rythme, la chaleur livrée par les réseaux devrait être multipliée par trois, pour atteindre 90 térawattheures (TWh), conformément à la PPE.

Pour y parvenir, 595 km de réseaux doivent être construits chaque année. C’est énorme quand la moyenne actuelle tourne autour de 353 km par an. En comparaison, seulement 343 millions d’euros ont été investis en 2021, et encore moins en 2022 (311 millions d’euros). « Si cette tendance ne s’inverse pas rapidement, l’objectif de 2035 sera compromis », avertit la FNTP.

L’étude souligne également un facteur souvent négligé : le coût de la maintenance. En raison du vieillissement du réseau existant et de la future hausse du prix du linéaire, la fédération estime que les dépenses d’entretien devront doubler d’ici à 2035. En additionnant investissement et maintenance, plus de 1,2 milliard d’euros par an seraient nécessaires pour soutenir durablement le secteur.

Des objectifs à atteindre grâce au soutien public

Dans ce contexte, le fonds chaleur, principal levier public de soutien, apparaît largement insuffisant. Malgré sa reconduction à 800 millions d’euros dans le budget 2025, il ne permettrait pas de couvrir l’ensemble des besoins identifiés. La FNTP appelle à un renforcement significatif des aides publiques et à une diversification des modèles économiques pour inciter collectivités et acteurs privés à s’engager davantage.

Le syndicat professionnel pointe aussi les obstacles réglementaires et administratifs. Les procédures de raccordement sont trop longues et complexes pour permettre la naissance de nouveaux réseaux. La FNTP appelle une simplification des démarches et une meilleure planification territoriale.

Alors que les discussions sur les objectifs de la PPE à travers la PPL Gremillet patinent, la FNTP invite les pouvoirs publics à ne pas sous-estimer le rôle des réseaux de chaleur pour se passer des chaudières à gaz notamment. En matière de chaleur, l’UE dépend encore massivement du gaz fossile russe et son achat d’énergies fossiles déséquilibre sa balance commerciale.

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Trois ans après avoir provoqué l’arrêt de la moitié du parc nucléaire français, la corrosion sous contrainte revient à la centrale de Civaux. Le phénomène, mal compris et difficile à prévenir, inquiète sur la robustesse du parc existant alors que la France signe la relance du nucléaire.

Nouvelle alerte pour EDF : deux indications suspectes de corrosion sous contrainte ont été repérées sur le réacteur 2 de la centrale nucléaire de Civaux, dans la Vienne, pendant une opération de maintenance programmée. Il s’agit précisément de zones déjà réparées en 2022 après le déclenchement de la crise qui avait conduit à la mise à l’arrêt de 16 réacteurs, provoquant une chute historique de la production nucléaire française.

Ces indications – des signaux détectés lors de contrôles ultrasons – laissent craindre une reprise du phénomène. EDF a retiré un coude en acier suspect et l’a ensuite envoyé en laboratoire. Les investigations doivent établir s’il s’agit d’une usure prématurée, d’un défaut de fabrication ou d’une conséquence d’une procédure inadaptée comme un temps de purge trop long. La corrosion sous contrainte (CSC), invisible à l’œil nu, se manifeste par de microscopiques fissures sur des tuyauteries soumises à des efforts mécaniques et thermiques importants.

Un phénomène récurrent qui reste mal compris

Ce retour du problème sur des tuyaux pourtant changés pose question. D’autant plus que la centrale de Civaux, mise en service en 2002, est la plus récente du parc français après l’EPR de Flamanville. Le phénomène ne semble pas lié au vieillissement des équipements, mais plutôt à des caractéristiques de conception. Les réacteurs les plus puissants (1 300 et 1 450 mégawatts) sont les plus touchés, en raison de la complexité de leurs circuits – notamment les coudes et soudures – héritée du design des réacteurs américains de 900 MW.

Depuis la première détection du phénomène à Civaux en 2021, EDF a engagé un vaste programme de contrôle et de réparation validé par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN). Plus de 1 200 soudures et plusieurs dizaines de fissures supérieures à 2 millimètres identifiées ont été vérifiées. Si la campagne de remplacement préventif des pièces les plus sensibles s’est achevée début 2024, les inspections se poursuivent ailleurs dans le parc.

La composition de l’eau en question

Mais le fond du problème reste partiellement inexpliqué. La CSC est considérée comme un phénomène multifactoriel. Outre la géométrie des lignes, un autre suspect est désormais dans le viseur : la chimie de l’eau. Contrairement aux pratiques de nombreux pays, EDF n’utilise pas d’eau désaérée dans ses circuits primaires. Or la présence d’oxygène dissous pourrait favoriser l’apparition des fissures, surtout lors des phases de modulation de puissance – de plus en plus fréquentes pour accompagner l’intermittence des énergies renouvelables.

L’ASNR, qui a confirmé ce problème à La Tribune, demande à EDF d’examiner, réacteur par réacteur, comment réduire cette oxygénation. Mais pour l’heure, aucune solution technique simple ne s’impose. Le régulateur insiste néanmoins : « Nous avons aujourd’hui une compréhension suffisante pour gérer et prévenir correctement le risque associé ». Le réacteur a été sélectionné pour expérimenter la production de tritium, un gaz indispensable à la fabrication des armes atomiques. Dans ce cadre, des éléments en lithium ont été introduits dans certains assemblages de combustible.

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C’est une première : les émissions de dioxyde de carbone de la Chine, premier émetteur mondial, sont en baisse. D’après une analyse de Carbon Brief, les émissions ont diminué de 3 % en mars 2025 par rapport au même mois de 2024, et de 1 % sur l’ensemble des douze derniers mois. Ce recul survient alors que la demande énergétique continue d’augmenter.

Vous ne rêvez pas, la Chine est bien en train d’infléchir ses émissions de gaz à effet de serre grâce aux énergies renouvelables (ENR) révèle Carbon Brief. Bien qu’elle consomme plus d’énergie, la part des ENR augmente et son bilan carbone commence à s’améliorer.

L’inversion s’explique en grande partie par le boom des énergies bas-carbone. En 2023, la Chine a installé 216 gigawatts (GW) de solaire (+ 55 %) et 76 GW d’éolien (+ 20 %), soit plus que l’ensemble du reste du monde réuni. À cela s’ajoutent 5 GW de nouvelles capacités nucléaires. Résultat : entre janvier et mars 2025, 89 % des nouvelles capacités électriques ajoutées étaient décarbonées.

Pour la première fois, cette production additionnelle en partie bas-carbone supplémentaire a non seulement couvert toute la hausse de la demande en électricité, mais a aussi permis de réduire la production issue du charbon, principale source d’émissions. La production thermique a ainsi reculé de 3 % sur un an.

Est-il possible de découpler CO2 et croissance ?

Jusqu’ici, les seules baisses d’émissions chinoises étaient liées à des ralentissements économiques (comme lors de la crise de 2008 ou du Covid). Cette fois, le PIB continue de croître (+5,3 % au premier trimestre 2025), mais les émissions de CO₂ reculent : c’est le signe d’un début de découplage structurel entre développement économique et pollution, s’il existait, car la croissance est liée à l’énergie qu’un pays consomme. Cette inflexion intervient alors que la Chine s’est engagée à atteindre un pic de ses émissions « avant 2030 » et la neutralité carbone d’ici 2060.

Le recul des émissions s’explique aussi par la crise prolongée du secteur immobilier : la production de ciment a chuté de 22 % en mars, celle d’acier de 7 %. Une reprise dans ces secteurs pourrait relancer les émissions. Par ailleurs, les émissions hors CO₂ (notamment les HFC issus du refroidissement) ne sont pas incluses dans cette analyse.

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Dans un rapport publié le 5 juin, la Cour des comptes alerte sur les dérives potentielles de la stratégie française en matière d’hydrogène décarboné. Objectifs hors de portée, efficacité discutable des soutiens publics, risques budgétaires : les magistrats dressent un bilan sévère de la politique engagée depuis 2020.

La stratégie nationale hydrogène 2 (SNH2) fixe un objectif de 4,5 GW de capacités d’électrolyse installées en 2030. Or, la Cour estime, dans un rapport, que le potentiel réaliste n’excède pas 3,1 GW d’ici 2030, compte tenu de l’état d’avancement des projets et des dispositifs de soutien existants. Côté demande, les perspectives sont également jugées trop optimistes : les magistrats relèvent une consommation limitée à horizon 2030, en ligne avec les prévisions de l’Agence internationale de l’énergie et d’un rapport de l’Inspection générale des finances resté confidentiel.

Surtout, le soutien public, qui devait initialement se limiter à 9 milliards d’euros sur la décennie, pourrait en réalité dépasser 13 milliards une fois intégrés les dispositifs indirects comme la compensation carbone, les exonérations fiscales sur l’électricité ou les tarifs d’accès réduits au réseau. À mi-2024, 1 milliard a été effectivement décaissé, les engagements juridiques atteignent déjà 3 M€ et les appels d’offres à venir pourraient n’aboutir qu’à la fin de la décennie.

Mieux flécher les aides

La Cour dénonce par ailleurs un fléchage des aides peu cohérent avec les priorités affichées. La mobilité routière concentre à elle seule 46 % des financements déjà engagés alors que la SNH2 prévoit désormais de concentrer les efforts sur l’industrie. Inversement, le raffinage — premier secteur utilisateur d’hydrogène — bénéficie encore de soutiens, que la Cour recommande d’exclure à l’avenir, car elle bénéficie déjà d’un soutien sous forme de taxe sur les carburants.

Enfin, les magistrats soulignent le problème structurel de compétitivité du procédé électrolytique. Produire un kilogramme d’hydrogène par électrolyse coûte aujourd’hui entre 4,0 et 4,9 € contre environ 2,4 € pour du vaporeformage. L’écart pourrait se réduire si les prix du carbone augmentent et si l’électricité reste bon marché — deux hypothèses sur lesquelles la Cour n’a pas modélisé les probabilités. À l’inverse, la capture et le stockage du CO₂ dans les installations fossiles apparaissent, pour la Cour, comme une alternative plus économique à court terme (entre 2,3 et 3,0 € par kg).

Les magistrats appellent à définir des trajectoires de production et de consommation plus réalistes, à réévaluer les soutiens à la mobilité (pour qu’ils cessent), et à exclure effectivement le raffinage du soutien direct. Elle invite aussi l’État à clarifier les priorités de la filière au risque, sinon, de faire peser une charge croissante — et durable — sur les finances publiques.

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Le marché européen du stockage par batteries a atteint un pic en 2024 avec 21,9 GWh installés sur l’année, portant le total à 61,1 GWh. Ce chiffre masque en revanche un net ralentissement : la croissance annuelle est tombée à +15 %, contre +145 % en 2022. Un changement de rythme analysé dans le dernier rapport de SolarPower Europe, qui qualifie 2024 « d’année de transition ».

De bons chiffres, mais qui masquent une croissance en recul : avec 21,9 gigawattheures (GWh) installés l’année dernière, la croissance à trois chiffres a calé : +15 % d’installations mises en service en un an.

Depuis 2021, le segment résidentiel avait porté le marché avec l’explosion des prix de l’énergie. Mais la normalisation des tarifs, devenant moins avantageux (-22 % pour les professionnels, -9 % pour les ménages entre mi-2023 et mi-2024) et le retrait de nombreuses aides publiques, expliquent la croissance bien moins grande. En 2024, les batteries domestiques ont connu une baisse de 11 %, à 10,8 GWh installés. Elles restent toutefois majoritaires, représentant 50 % du marché, contre 64 % en 2023.v

En parallèle, les batteries à grande échelle ont bondi de 79 % pour atteindre 8,8 GWh soit 40 % du marché. Le segment commercial et industriel, lui, affiche une progression plus modeste (+17 %), à 2,2 GWh.

Un marché dominé par cinq pays

Le marché reste concentré : cinq pays (Allemagne, Italie, Royaume-Uni, Autriche, Suède) totalisent 78 % des installations de 2024. L’Allemagne garde la tête avec 6,2 GWh installés, dont près de 80 % en résidentiel, malgré une baisse de 12 % sur ce segment. L’Italie suit de près (6,0 GWh) grâce à une envolée spectaculaire du stockage utilitaire : 3,4 GWh en 2024 contre 230 mégawattheures (MWh) en 2023. Le Royaume-Uni rétrograde à la troisième place (2,9 GWh), pénalisé par des retards de projets et une saturation des marchés de services système.

SolarPower Europe prévoit une reprise forte en 2025 avec 29,7 GWh attendus (+36 %) dont de nombreux projets à grande échelle. D’ici 2029, la capacité installée devrait atteindre 400 GWh dans le scénario médian, voire 600 GWh dans le scénario haut. Mais ces chiffres restent loin des besoins identifiés pour atteindre les objectifs climatiques : selon l’étude Mission Solar 2040, il faudrait 780 GWh dès 2030 pour garantir la flexibilité d’un réseau dominé par les renouvelables.

L’association européenne plaide pour un plan d’action dédié au stockage, l’intégration complète des batteries dans les marchés de l’électricité, une réforme des procédures de raccordement et la fin des surcharges injustifiées. Sans cela, avertit-elle, le stockage restera un goulot d’étranglement pour l’expansion des renouvelables. À mesure que leur pénétration dans le mix énergétique grandit, les besoins en flexibilités (stockage et aussi de la demande) grandissent.

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Soleil au zénith, bureaux déserts : la faible demande au regard de la production a fait vaciller le marché de gros de l’électricité. Pour la première fois depuis juillet 2024, les prix français sont passés en territoire négatif début mai. 

Personne au bureau ou à l’usine, de longs week-ends et des jours cléments, ensoleillés avec une brise encore forte. Une demande en berne et une production bien plus grande. Conséquence : le 10 mai, le prix moyen journalier de l’électricité s’est établi à -1,05 euro le mégawattheure (€/MWh) selon Epex Spot.

La cause ? Un double déséquilibre. D’une part, une production solaire record, proche de 14 gigawatts selon Bloomberg. D’autre part, une consommation en berne, conséquence des jours fériés du mois de mai et de l’activité économique ralentie. Durant les ponts, les besoins électriques s’effondrent, notamment dans l’industrie et le tertiaire, tandis que le photovoltaïque inonde le réseau.

Un phénomène qui se répète chaque année et s’aggrave

Ce phénomène n’est plus marginal, nous avions écrit sur ce sujet l’année passée (lire notre article). Selon la Commission de régulation de l’énergie (CRE), la France a connu 359 heures de prix négatifs en 2024, soit 4,1 % du temps annuel – contre 147 heures en 2023. Ces épisodes se concentrent l’après-midi, quand le solaire culmine ainsi que les week-ends prolongés. « On installe des capacités de production plus vite que la demande ne croît », analyse Julien Teddé, directeur général du courtier Opéra Énergie, auprès du journal Les Echos. Car malgré la volonté d’électrifier les usages, la consommation stagne depuis la crise énergétique de 2022.

À court terme, les prix bas avantagent certains industriels électro-intensifs. Mais pour la filière énergétique, ils posent problème. En 2024, la CRE estime à 80 millions d’euros les pertes liées aux heures négatives. En cause également : des mécanismes de soutien aux renouvelables qui garantissent un revenu fixe à certaines installations, y compris lorsqu’elles injectent à perte.

Pour limiter ce signal prix déconnecté de la réalité physique de la consommation, le gouvernement a modifié les règles. Certaines installations récentes pourraient désormais être incitées à moduler leur production en fonction du marché. Car si les renouvelables sont appelées à croître encore, leur intégration au système devra s’accompagner de davantage de flexibilité.

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Dans une tribune commune publiée le 7 mai dans Le Figaro, Emmanuel Macron et Friedrich Merz appellent à un « réalignement stratégique » des politiques énergétiques française et allemande. Le président français et le patron de la CDU, probable successeur d’Olaf Scholz à la chancellerie, plaident notamment pour une approche commune fondée sur la « neutralité technologique », concept cher à la France pour défendre le nucléaire dans les débats européens.

Les deux dirigeants souhaitent garantir « un traitement non discriminatoire de toutes les énergies bas-carbone », citant en particulier l’hydrogène, dans une tribune commune publiée dans Le Figaro. Cette position arrive à point nommé alors que la bataille fait rage sur la définition du futur « hydrogène vert » de l’Union européenne. Paris milite pour que l’hydrogène produit grâce à l’électricité nucléaire soit reconnu comme bas-carbone, une position refusée par Berlin jusqu’ici. La tribune évoque un possible rapprochement appelant à une « approche pragmatique » sur le sujet.

Autre point de convergence : le rôle du gaz naturel comme énergie de transition. Si cette idée fait consensus dans plusieurs pays, elle reste polémique à Bruxelles, notamment au regard des objectifs de neutralité carbone. Le gaz reste polluant, bien qu’il émette moins de gaz à effet de serre que le charbon, il reste brûlé pour produire de l’électricité ou chauffer. Les chefs d’État Macron et Merz estiment que certains États doivent pouvoir y recourir temporairement.

Respect mutuel des choix énergétiques

Le message de cette tribune demeure politique : sortir de l’affrontement entre Paris et Berlin sur l’énergie, qui a marqué le mandat de Scholz, pour favoriser une entente constructive. À travers le prisme de la neutralité technologique, comprendre le respect mutuel des choix technologiques, la France espère toujours ouvrir l’accès aux financements européens pour ses projets nucléaires, notamment des EPR2.

Enfin, les deux dirigeants insistent sur l’importance d’investissements massifs dans les infrastructures, en particulier transfrontalières. Le marché européen interconnecté de l’électricité est une arme face au risque de blackout. L’Espagne et le Portugal pointaient, lors de leur épisode récent, le manque de puissance d’échange transfrontalière avec la France et le reste de l’Europe.

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Le patron des patrons hausse le ton sur la question du prix de l’électricité. Devant la commission des Affaires économiques du Sénat, mardi 7 mai, Patrick Martin, président du Medef, a jugé qu’un « bon prix » de l’électricité pour les entreprises énergo-intensives devait se situer à « maximum 50 €/MWh », inférieur au coût de production nucléaire estimé par la CRE.

Auditionné par la commission des Affaires économiques du Sénat le 7 mai, le président du Medef Patrick Martin a estimé que le tarif acceptable pour les entreprises électro-intensives ne devait pas dépasser 50 euros le mégawattheure (€/MWh). Une référence inférieure au coût de production du nucléaire d’EDF, estimé à 60 €/MWh pour la période 2026-2030 par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Baisser les prix de l’électricité et contractualiser

Selon Patrick Martin, « l’impact du prix de l’énergie sur la réindustrialisation ou l’attractivité du territoire est absolument évident ». Or, malgré la baisse des prix sur les marchés, « on n’en est pas là aujourd’hui », regrette-t-il. Il appelle donc à une avancée rapide dans les discussions entre l’État et EDF sur les futurs contrats de long terme, censés garantir un prix stable aux entreprises à partir de 2026. Jusqu’ici, le Medef n’avait pas pris de position officielle sur ce dossier. Désormais, le mouvement des patrons alerte : « beaucoup d’investissements de la part de ces entreprises sont suspendus ou sont transférés » à l’étranger à cause des prix élevés de l’électricité.

Selon la quatrième phase de l’enquête énergie du Medef, publiée en mars 2024, 53 % des entreprises déclaraient payer l’électricité à plus de 180 €/MWh, et 18 % dépassent même les 280 €/MWh, en particulier parmi les PME. Les entreprises ayant signé des contrats pendant le pic de la crise énergétique restent en difficulté, malgré un repli récent des prix. Elles se montrent surtout inquiètes de la hausse structurelle du coût de l’énergie et du manque de visibilité à moyen terme.

L’article Prix de l’électricité : ces patrons le réclament à 0,05 €/kWh pour relancer l’industrie française est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Dans une lettre publiée fin avril, l’ESMC alerte sur la vulnérabilité des onduleurs solaires connectés, en particulier ceux fabriqués en Chine. L’organisation appelle à des mesures urgentes pour préserver les panneaux solaires des cyberattaques.

L’European Solar Manufacturing Council (ESMC) a lancé, le 30 avril, une alerte sur les risques de cybersécurité posés par les onduleurs solaires connectés, en particulier ceux d’origine chinoise. L’organisation représentant les industriels européens du photovoltaïque appelle à une évaluation des risques posés par les fabricants chinois d’onduleurs solaires et d’interdire ceux à haut risque de s’y connecter.

Dans une lettre officielle, l’ESMC s’inspire de la boîte à outils européenne de sécurité 5G pour plaider en faveur d’une approche coordonnée entre États membres. Selon elle, la souveraineté énergétique européenne est en jeu, car les onduleurs solaires, permettant la conversion du courant continu en alternatif, nécessitent souvent une connexion internet pour les mises à jour logicielles et le monitoring à distance.

Interdire l’accès à distance aux onduleurs

Ce lien numérique est donc une faille potentielle du point de vue de la cybersécurité. Des chercheurs et hackers ont démontré à plusieurs reprises que ces équipements peuvent être manipulés à distance. En janvier dernier, un pirate informatique montrait, preuves à l’appui, qu’il était capable de prendre le contrôle de milliers d’onduleurs installés en Europe. Une telle attaque pourrait désorganiser la production électrique ou créer une instabilité sur le réseau.

L’ESMC cible notamment Huawei, poids lourd chinois de l’électronique et grandement impliqué dans le secteur solaire. Elle cite l’exemple de la Lituanie qui a déjà interdit l’accès à distance aux dispositifs solaires, éoliens et de stockage par des pays jugés comme une menace après une cyberattaque contre l’entreprise nationale d’électricité. Cette alerte est dans la continuité de la prise de position de SolarPower Europe, favorable à une limitation stricte des connexions à distance depuis des territoires extérieurs à l’UE.

L’article Onduleurs de panneaux solaires : l’énorme vulnérabilité qui menace les réseaux électriques est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’Allemagne pourrait être poussée à fragmenter sa zone de prix nationale en plusieurs régions. Pour diminuer les prix de l’électricité selon les gestionnaires européens de réseaux électriques, et réduire la fluctuation des prix selon la Suède. Ce à quoi l’Allemagne répond catégoriquement non, craignant une inégalité entre production renouvelable au nord et industries au sud, sans résoudre le problème du goulet d’étranglement entre ces deux régions.

Un rapport publié le 28 avril par l’association des gestionnaires européens de réseaux électriques (ENTSO-E) remonte à la surface un débat aussi technique qu’économique : faut-il fractionner la zone de prix de l’électricité Allemagne-Luxembourg ? Selon les auteurs, une telle division en cinq zones permettrait de mieux refléter les déséquilibres régionaux entre production et consommation, en réduisant les coûteux recours aux mécanismes d’équilibrage. Ils estiment le gain économique net à 339 millions d’euros par an dès 2025. Une goutte d’eau, certes, c’est moins de 1 % des coûts du système en Europe centrale, mais c’est déjà ça.

En Allemagne, la réaction ne s’est pas fait attendre. Le gouvernement fédéral, soutenu par les industriels, rejette l’idée. D’autant que le futur gouvernement Merz défendra lui aussi une zone de prix unique, un principe inscrit dans l’accord de coalition conclu récemment. ENTSO-E surestimerait constamment les bénéfices, l’accusent-ils, tout en craignant une flambée des prix dans les zones industrielles du sud-ouest. Cette scission nuirait à la compétitivité, déjà affaiblie par des tarifs élevés. « Une incertitude considérable pour les consommateurs comme pour les producteurs est tout le contraire de ce dont nous avons besoin dans la situation difficile actuelle », alerte la fédération allemande de la chimie auprès des Échos.

Des conséquences à la frontière franco-allemande

Le cas allemand suscite-t-il une vague française ? La France, souvent citée comme exemple d’un système centralisé, n’est pas concernée pour le moment par une reconfiguration : le rapport conclut qu’une division de l’Hexagone aurait un effet négatif sur l’efficacité économique. Autrement dit, la zone unique de prix française resterait la plus adaptée à son mix électrique très centralisé autour du nucléaire. L’an dernier, la Suède a dénoncé l’impact de la zone d’enchères unique allemande sur ses prix et suspendu un projet de ligne électrique, exigeant que Berlin adopte des zones multiples, comme elle.

Mais si l’Allemagne se scindait effectivement en plusieurs zones, nous pourrions ressentir, en France, des répercussions. D’abord sur le marché : une différenciation des prix allemands selon les régions pourrait altérer les flux transfrontaliers, donc les prix de gros dans les zones frontalières françaises. Ensuite sur les projets communs : le climat d’incertitude tarifaire pèserait sur les investissements dans les interconnexions ou les échanges d’électricité verte.

D’autant que les effets d’une telle réforme restent difficiles à anticiper. Le rapport lui-même reconnaît les limites de sa méthodologie, fondée sur des données datées de 2019, sans prise en compte des chocs récents (Covid, crise énergétique, le plan de déploiement massif d’énergies renouvelables REPowerEU). Et l’éventuelle mise en œuvre, repoussée à l’horizon 2030, laisserait le temps aux réseaux allemands de s’adapter via des plans d’action alternatifs.

Qui décide donc du cadre de marché dans une Europe de l’électricité de plus en plus intégrée ? Berlin dispose de six mois pour proposer une réponse. Mais c’est toute l’Union qui en ressentira les conséquences.

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