Malgré une demande toujours inférieure à son niveau pré-crise, le système électrique français affiche en 2025 une production abondante, décarbonée et compétitive. Dans son bilan prévisionnel et son bilan annuel, le gestionnaire du réseau estime que les conditions sont désormais réunies pour accélérer l’électrification de l’économie. L’essai est à portée de câble, manque plus qu’à le transformer.

Le verre à moitié plein. C’est, en substance, la lecture que propose RTE dans son bilan électrique 2025. La consommation française d’électricité reste stable – 451 TWh, soit +0,4 % par rapport à 2024 corrigée de la météo – mais elle reste 6 % en dessous de la moyenne observée entre 2014 et 2019.
Plusieurs raisons à cela. Les grands consommateurs raccordés au réseau de transport ont vu leur demande reculer de 1,7 % en 2025, chimie en tête. Au total, leur consommation reste inférieure de 13 % à son niveau pré-crise.

Pourtant, l’électrification progresse, mais lentement. Les véhicules purs électriques représentent 19,9 % des ventes neuves en 2025, contre 16,8 % en 2024. Dans le résidentiel, la consommation liée aux pompes à chaleur a dépassé 10 térawattheures (TWh) en 2023, c’est un peu moins de 3 % de la consommation énergétique des logements.

Les grands chiffres de l’électricité en France en 2025 / Infographie : Révolution Énergétique.

Un difficile sevrage des énergies fossiles

Malgré cela, les énergies fossiles couvrent encore 90 % de la consommation énergétique des transports et 43 % du chauffage résidentiel (68 % dans le tertiaire). Au total, elles représentent 56 % de la consommation finale d’énergie en France, contre 27 % pour l’électricité. Selon RTE, le rythme actuel ne permet pas d’atteindre les objectifs climatiques fixés pour 2030.

En miroir, l’offre est solide. La production d’électricité a atteint 547,5 TWh en 2025 (+1,5 %) et 95,2 % de cette production est bas-carbone. Le nucléaire a retrouvé un niveau proche de celui de 2019, à 373 TWh, grâce à l’amélioration de la disponibilité du parc. Le solaire a bondi de 33 % sur un an, dépassant pour la première fois (en puissance installée) l’hydroélectricité. En énergie, l’hydroélectricité reste devant, avec son meilleur facteur de charge.

La consommation de fossiles, elle, poursuit son recul et atteint son niveau le plus bas depuis près de 75 ans. L’intensité carbone moyenne de l’électricité française s’établit à 19,6 grammes de dioxyde de carbone par kWh (gCO₂/kWh), l’une des plus faibles d’Europe. Les émissions liées à la production électrique tombent à 10,9 mégatonnes d’équivalent CO2 (MtCO₂éq). Pour RTE, ça change la donne : le principal levier de réduction des émissions ne réside plus dans la décarbonation de l’électricité, mais dans la substitution des usages fossiles par des usages électriques.

Un avantage compétitif qui se chiffre en carbone, prix et balance commerciale

Cette abondance de production bas-carbone se traduit sur les marchés. Les prix Spot se sont stabilisés autour de 61 €/MWh, bien en deçà des pics atteints en 2022. Les prix à terme chutent et convergent vers les prix spot, fini l’épisode de contango. Surtout, la France bénéficie d’écarts de prix (spreads) intéressants avec l’Allemagne ou l’Italie, signe d’une compétitivité maintenue sur les prix de l’électricité. Les marchés anticipent des prix durablement inférieurs aux coûts variables des centrales à gaz, reflet d’un mix dominé par des moyens à faible coût marginal. L’ordre de mérite (merit order) change.

Nous l’avions écrit, 2025 marque un nouveau record d’exportations. Le solde net atteint 92,3 TWh en 2025 soit 17 % de la production nationale, une sacrée performance. La France reste le premier exportateur net d’électricité en Europe. La valorisation nette rapporte 5,4 milliards d’euros contre, à l’inverse, 53 milliards d’euros déboursés en 2025 pour importer les fossiles.

À fin novembre 2025, environ 30 GW de droits d’accès au réseau étaient sécurisés pour de nouveaux usages : 14 GW pour des centres de données, 9,5 GW pour des unités de production d’hydrogène et 6,5 GW pour l’électrification de sites industriels existants ou nouveaux. Près de la moitié de ces capacités pourraient entrer en service entre 2025 et 2029. Balle à main, l’essai est presque marqué. L’électricité est décarbonée. Manquera plus qu’à (ne pas) buter sur l’électrification pour la faire décoller.

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La filière hydrolienne française va peut-être retrouver des couleurs. La troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), publiée le 12 février inscrit officiellement un appel d’offres de 250 MW pour l’hydrolien, à attribuer d’ici 2030. Une annonce félicitée par les partenaires du projet FloWatt, qui doit immerger 16 hydroliennes au Raz Blanchard, en Normandie.

Pour la filière des énergies marines renouvelables, l’inscription de ce modeste appel d’offres à la PPE3 est une bouffée d’air frais. Un soulagement exprimé notamment par les acteurs du projet FloWatt, qui prévoit d’installer 17 MW de puissance au Raz Blanchard (Manche), à travers 16 hydroliennes fabriquées par HydroQuest. Thomas Jalquier, son président, salue « une avancée capitale pour la filière et un signal positif envoyé aux investisseurs et industriels ». « Avec 250 MW alloués, nous pouvons poursuivre notre trajectoire de déploiement à la fois compétitive et créatrice d’emplois », explique-t-il par communiqué.

De l’hydrolien à 160 € le mégawattheure

Le chantier du projet FloWatt, première ferme hydrolienne de grande puissance développée en France, doit démarrer courant 2026 pour une mise en service prévue fin 2028. Le prix de vente plafond de sa production électrique est fixé à 160 €/MWh (base 2024). Au Raz Blanchard, la ferme bénéficiera d’un des courants marins les plus puissants d’Europe. Ainsi, l’installation produira chaque année l’équivalent de la consommation électrique de 20 000 habitants, selon ses concepteurs. Le bouclage financier du projet est attendu en 2026. FloWatt deviendrait alors la ferme hydrolienne la plus puissante jamais déployée dans le monde.

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Les petits réacteurs nucléaires sont à la mode. Small is beautiful ? Oui, si l’on considère ce florilège de concepts tous plus petits les uns que les autres. Et dont certains sont si petits qu’on peut les transporter par avion. Et c’est ce que vient de démontrer l’armée américaine.

Nous relations dans nos colonnes l’étonnant eVinci de Westinghouse, un réacteur à cœur solide de 15 MW, destiné à alimenter des petits quartiers en électricité et en chaleur. Ici, c’est le concept de Valar Atomics dont nous allons parler, et en particulier de son modèle phare, le Ward250.

De prime abord, l’architecture du réacteur reste dans le domaine du connu : un réacteur à haute température (HTR, un concept de Génération IV), à caloporteur hélium et modérateur graphite. Le combustible s’y présente sous la forme de petites particules (dites « TRISO »).

Viser la production de masse par des réacteurs de plus en plus petits

Mais Valar Atomics, avec son modèle Ward250, vise un segment particulier : celui des micro-réacteurs. Sa puissance serait en effet au maximum de quelques mégawatts. Un petit réacteur qu’il est prévu de produire par milliers d’exemplaires dans une grande usine, de type gigafactory, de sorte à en baisser le coût par la production de masse.

Un réacteur de très petite puissance, cela implique également la possibilité de ne l’employer qu’à l’échelle de micro-réseaux, c’est-à-dire pour des sites isolés, ou mal interconnectés. Valar Atomics évoque ainsi la possibilité d’alimenter en électricité et en chaleur à haute température des sites industriels isolés, ou encore des datacenters, dont les importants besoins énergétiques se heurtent de plus en plus aux capacités du réseau électrique.

Vers des applications militaires

Mais la première réalisée dernièrement par l’armée américaine nous met sur la piste d’un autre usage. Le 15 février 2026, démarre l’opération Windlord. Elle implique trois C-17 Globemaster III, des avions de transport militaire lourd du constructeur McDonell Douglas (aujourd’hui Boeing). Et ces avions ont transporté les huit modules qui constituent le Ward250. Le transport s’est effectué entre la base de March en Californie et la base d’Hill, dans l’Utah.

Cette opération a été effectuée dans le cadre du Nuclear Reactor Pilot Program du Department of Energy américain. Ce programme vise à améliorer la résilience de l’infrastructure énergétique des États-Unis. Et notamment de celle qui sert à alimenter les bases militaires. Et l’on imagine bien, effectivement, que la capacité à déployer rapidement, par avion, des centrales nucléaires, participe à améliorer la résilience de ces bases en réduisant leur dépendance au réseau électrique. Une manière de parer à toute éventualité.

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Qui dit nouveaux réacteurs nucléaires, dit besoins en combustible nucléaire accrus. Pour faire face à une demande grandissante, Orano s’organise et investit pour augmenter ses capacités d’enrichissement en France, comme à l’étranger. 

Avec la construction prochaine des trois paires d’EPR2 à Penly, Gravelines et Bugey, c’est toute la filière française du nucléaire qui se met en mouvement, Orano en tête. Issu du démantèlement d’Areva, le spécialiste du combustible nucléaire multiplie les projets pour renforcer ses capacités d’extraction, d’enrichissement et de recyclage des combustibles nucléaires. Parmi ces étapes, l’enrichissement constitue le principal domaine de croissance de l’entreprise.

Actuellement, c’est le site du Tricastin qui concentre toute l’attention. Véritable ville fortifiée de 4500 employés répartis sur 650 hectares, elle fait l’objet d’un chantier colossal, au niveau de l’usine Georges-Besse II. Pour augmenter les capacités de production de 30 %, Orano n’a pas hésité à y investir 1,7 milliard d’euros. Plus de 400 ouvriers y travaillent de 5 heures à 22 heures pour permettre une mise en service progressive à partir de 2028, et un fonctionnement à plein régime à partir de 2030.

Le chantier préfigure d’ailleurs « Aval du futur », un projet titanesque qui devrait permettre d’assurer la gestion des combustibles nucléaires du futur. D’un budget d’au moins 15 milliards d’euros, il nécessitera jusqu’à 10 000 ouvriers.

Une dynamique positive en France comme à l’étranger

Forte d’une trésorerie solide, grâce à un chiffre d’affaires de 5 milliards d’euros malgré un bénéfice net en recul, Orano multiplie les investissements au-delà des frontières françaises. L’entreprise vient d’obtenir une subvention de 900 millions de dollars pour la création d’une usine d’enrichissement sur le sol américain, pour un budget global de 5 milliards de dollars. Sa mise en service est prévue pour 2031.

Enfin, même la situation au Niger semble être moins tendue. Le directeur d’Orano Nicolas Maes se dit prêt à établir un dialogue avec les nouvelles autorités nigériennes pour trouver un terrain d’entente sur les stocks de yellow cake déjà produits. On parle d’environ 1000 tonnes, soit 300 millions d’euros de marchandise.

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Plutôt coûteux à l’achat, le système de suivi de la consommation électrique domestique Ecojoko est accessible à moindres frais dans certaines conditions, grâce aux certificats d’économies d’énergie (CEE). Le boîtier se retrouve à moins de 100 euros.

Nous l’avions testé il y a quelques années. Ecojoko a connu quelques évolutions depuis. Composée d’un cadran, d’une application smartphone et d’une clé à brancher sur son compteur Linky, cette solution de suivi de la consommation électrique est désormais éligible à un financement par les certificats d’économies d’énergie (CEE). Ainsi, les foyers éligibles peuvent l’acheter à un tarif réduit de 50 % via le programme Watt Watchers. Son prix passe ainsi de 199 à 99,50 euros après aides.

Pour bénéficier de ce prix, le foyer doit maintenir son boîtier en fonctionnement pendant un an et accepter le partage de ses données de consommation « dans le cadre de l’amélioration du programme Watt Watchers », explique Ecojoko. Deux critères techniques sont également requis : être raccordé au réseau Enedis et disposer d’un compteur Linky situé à moins de cinquante mètres du logement.

De nouvelles fonctionnalités

Au-delà de cette offre, la marque annonce plusieurs évolutions du produit. L’assistant affiche désormais une jauge des tarifs en temps réel, avec une indication des plages d’heures pleines et d’heures creuses ainsi que la couleur du jour pour les abonnés à l’option Tempo du tarif réglementé (tarif bleu EDF). Toutefois, il n’intègre toujours pas la tarification dynamique, proposée par quelques rares fournisseurs.

Le boîtier lui-même a été revu dans sa conception, avec des composants révisés qui le rendraient « plus réactif » et plus durable. Pour les foyers équipés de panneaux solaires, une fonctionnalité en bêta-test permet de contourner une limitation du compteur Linky : l’affichage du surplus de production photovoltaïque est désormais possible sans contrat de vente de ce surplus, via le dispositif ERL (la clé branchée sur le compteur Linky). Cette avancée est réservée aux assistants dont le numéro de série contient les lettres MAK, précise Ecojoko.

Enfin, depuis décembre 2025, Ecojoko annonce commercialiser auprès des installateurs solaires un contacteur intelligent pour chauffe-eau. Couplé à l’assistant ecojoko, cet équipement optimiserait la chauffe du ballon en croisant les données de surplus de production, les prévisions météorologiques et les tarifs électriques en vigueur. Cela permettrait de minimiser la facture énergétique du chauffe-eau.

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Un an après sa création (en mars), la start-up grenobloise Shifted Energy remet le stockage d’électricité par air comprimé sur le devant de la scène. Longue durée, car elle entend bientôt savoir stocker l’énergie plus de 10 heures.

Fondée en mars 2025 à Grenoble et hébergée au Village by CA Sud Rhône-Alpes, la jeune pousse Shifted développe une technologie de stockage longue durée destinée à combler un angle mort de la transition énergétique : le stockage au-delà de dix heures. Les stations de pompage (STEP) et batteries lithium sont très réactives et stockent jusqu’à 4 à 6 h, mais au-delà, l’air comprimé a sa place.

Selon la startup, l’enjeu n’est plus seulement d’équilibrer le réseau. Il s’agit désormais d’absorber des surplus de production sur de longues plages horaires et de les restituer lorsque la demande augmente ou que la production renouvelable faiblit.

C’est ce segment que vise Shifted. « La brique manquante est le stockage au-delà de 10 heures », explique son président, Simon Belka auprès de Greenunivers. L’entreprise développe un système de stockage d’électricité sous forme d’air comprimé (CAES, pour Compressed Air Energy Storage), une technologie connue depuis plusieurs décennies, mais historiquement pénalisée par des rendements limités et un coût d’investissement initial (Capex) élevé.

Un piston liquide pour améliorer le rendement

Le principe retenu par Shifted repose sur un piston liquide. Concrètement, l’électricité excédentaire alimente une pompe qui injecte de l’eau dans une chambre remplie d’air. En montant, l’eau comprime progressivement l’air qui est ensuite stocké dans un réservoir classique. Lorsque l’électricité doit être restituée, l’air comprimé est relâché : il repousse l’eau, laquelle entraîne une turbine produisant à nouveau de l’électricité.

Lors de la compression, l’air chauffe fortement, ce qui dégrade habituellement le rendement global. Shifted se repose sur la capacité de l’eau à absorber et conserver ces calories et les les restituer lors de la détente.

La startup, au stade démonstrateur, se targue d’un rendement de 60 à 70% contre 40 à 50 % pour des systèmes traditionnels.
Le système fonctionne avec de l’air en circuit ouvert – capté puis relâché dans l’environnement – et de l’eau en circuit fermé, dont la température ne varie que de quelques degrés.

Au stade du démonstrateur avant le passage à l’échelle

Pour valider son modèle, Shifted construit actuellement un démonstrateur de quelques kilowatts capable de répéter les cycles de compression et de détente. Et ainsi dérisquer les principaux verrous technologiques avant la conception d’un prototype de 100 kilowatts (kW).

La startup a levé 340 000 euros auprès de l’incubateur Carbon13 et de business angels et poursuit sa levée de fonds, avec l’objectif de récolter 2 millions d’euros d’ici mi-2026 pour financer un démonstrateur pré-commercial.

Dans un premier temps, la technologie cible le stockage à l’échelle du bâtiment ou du micro-réseau, notamment pour optimiser l’autoconsommation solaire. À terme, Shifted veut de déployer des unités de l’ordre du mégawatt pour des sites industriels, voire plusieurs dizaines de mégawatts pour des applications réseau.

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Porteuse d’espoir pour la transition énergétique, la fusion nucléaire accélère grâce au dynamisme du secteur privé qui vient concurrencer les grandes institutions publiques. Résultat : les records en la matière tombent les uns après les autres. 

Pendant longtemps considérée comme une utopie, la fusion connaît un regain d’intérêt et la recherche sur le sujet ne cesse d’accélérer depuis plusieurs années, dynamisée par les nombreux intérêts privés. Symbole de cette accélération, les records s’enchaînent, en témoigne la dernière réussite de la startup américaine Helion.

Un plasma à 150 millions de degrés Celsius

Cette dernière est parvenue à créer un plasma atteignant les 150 millions de degrés Celsius, soit 10 fois la température au cœur du soleil. C’est un record pour le secteur privé. Il a été obtenu grâce à Polaris, le septième prototype de la startup. Celui-ci est doté d’une architecture dite Field-Reversed Configuration (FRC) qui diffère des tokamak et laser inertiels. Ici, l’objectif est d’accélérer deux plasmas, de les fusionner puis de les comprimer. Outre cette technique, Herion mise sur un système de conversion électromagnétique pour récupérer l’énergie issue de la réaction de fusion et obtenir de l’électricité.

Pour le moment, Herion se concentre sur la réaction de fusion deutérium-tritium, à l’instar d’ITER ou du National Ignition Facility. Mais pour ses applications commerciales, la startup mise plutôt sur la réaction deutérium-hélium 3 qui produit moins de neutrons. Loin de se reposer sur ses lauriers, l’entreprise construit déjà son démonstrateur commercial, nommé Orion, qui devrait fournir de l’électricité à Microsoft.

Une course effrénée où se mêlent acteurs publics et privés

Servant de préparation au programme ITER, plusieurs tokamaks dans le monde entier enchaînent les records. La durée des plasmas ne cesse de s’allonger, notamment à travers les essais des tokamaks EAST, situé en Chine et WEST, situé à Cadarache. Le 12 février 2025, le CEA a maintenu un plasma d’hydrogène pendant 1337 secondes, soit environ 22 minutes.

Mais le secteur privé devient un acteur majeur des recherches. Ainsi, une startup chinoise baptisée Energy Singularity vient d’égaler le record français, ce qui constitue évidemment une première pour le secteur privé.

De nouvelles barrières tombent

Enfin, il y a quelques semaines, le Tokamak EAST a, pour la première fois, franchi la limite de Greenwald. Cette dernière est une limite de densité au-delà de laquelle le plasma serait soumis à de violentes instabilités provoquant son effondrement. Grâce à un contrôle minutieux de la réaction dès son amorçage, les équipes chinoises sont parvenues à dépasser cette limite sans instabilité.  Jeronimo Olaya, physicien au CEA, a réagi à cette nouvelle en indiquant que ces résultats étaient « très prometteurs et devraient être explorés dans d’autres dispositifs tokamak ».

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Que penser de la filière européenne de recyclage de batteries ? Les mauvaises nouvelles s’accumulent, et de nombreux projets sont suspendus. Pourtant, tout est une question de timing et l’explosion de cette filière paraît inévitable avec l’électrification progressive des usages et en particulier des transports. 

Quand on veut se lancer dans le recyclage de batteries, il faut avoir les nerfs solides et s’armer de patience. En effet, si les promesses sont là, avec une électrification incontournable des usages pour atteindre la neutralité carbone, le marché des batteries domestiques et industrielles (BESS) peine à décoller.

En conséquence, de nombreux projets de recyclage de batteries finissent pas être abandonnés. C’est notamment le cas du projet Eramet-Suez, censé voir le jour à Dunkerque, qui a été suspendu indéfiniment en 2024. On peut aussi citer le projet Stellantis-Orano qui a finalement été annulé faute de débouché ou encore l’usine de recyclage de Li-Cycle à Harnes.

Un gisement de batteries usagées « embryonnaire »

Pour le moment, le gisement des batteries en fin de vie est « embryonnaire » selon le vice-président de la section batterie de The Future is Neutral, filiale de Renault et Suez dédiée à l’économie circulaire. Néanmoins, certaines startups continuent de se battre pour peser dans cette filière en devenir. En France, Mecaware peaufine ses procédés innovants de recyclage à partir de CO2 et d’amines (composés organiques dérivés de l’ammoniac) et espère ouvrir une usine pilote à Béthune d’ici la fin de l’année.

De son côté, l’entreprise Battri a trouvé la parade, et vient de mettre en service son usine flambant neuve dans les Hauts-de-France. Si, à terme, elle devrait pouvoir recycler 100 000 batteries de voitures par an, elle devrait traiter dans un premier temps les rebuts des usines de production de batterie voisines, afin de produire de la Black Mass. Cette poudre noire, obtenue après broyage, chauffage et tamisage de cellules de batteries, permet de séparer les différents métaux comme le lithium, le cobalt ou le nickel.

Une filière qui s’organise à défaut d’exploser

Si l’attente paraît longue, le jeu en vaut vraisemblablement la chandelle, car une explosion des besoins en recyclage de batterie est attendue à partir de 2035, quand les batteries des premières voitures électriques commercialisées commenceront à s’accumuler. En attendant, l’Europe continue d’organiser la filière du recyclage des batteries en mettant en place des quotas destinés à réduire sa dépendance en métaux critiques vis-à-vis de la Chine. À partir de 2028, au moins 50% du lithium et 90% du cobalt et du nickel contenus dans les batteries devront être recyclés. Des seuils obligatoires de matière recyclée devraient également être fixés pour les batteries neuves.

En parallèle, l’Union européenne a récemment acté la mise en place d’un passeport batterie européen destiné à faciliter la mise en place d’une économie circulaire sur le sujet. Ce dossier numérique, obligatoire sur chaque batterie de plus de 2 kWh, devrait contenir une série d’informations comme les matières premières utilisées dans la batterie, le taux de matières recyclées, l’empreinte carbone de la batterie ou encore son niveau d’usure.

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Cette histoire scientifique commence, comme bien souvent, par une énigme. Elle concerne un échantillon d’uranium. Et une analyse de routine. Qui montra des résultats impossibles.

En 1972, un échantillon d’uranium est analysé par le physicien Francis Perrin, dans l’usine d’enrichissement militaire de Pierrelatte (une installation aujourd’hui démantelée). Les mesures montrent une teneur de 0,717 % en uranium 235 – l’isotope fissile, qui permet les réactions en chaîne. Cette teneur est usuellement de 0,720 %. La différence est très légère, mais suffisante pour que l’anomalie soit constatée. En effet, cette valeur est une constante pour tous les corps du système solaire, que ce soit la Terre, la Lune ou des météorites, qui proviennent de la même nébuleuse primordiale à l’origine du système solaire.

L’échantillon provenait de la mine d’uranium d’Oklo, située près de Franceville, au Gabon. L’analyse des isotopes de l’échantillon montrera la présence de produits de fission, impliquant que ce sont des fissions nucléaires qui ont consommé l’uranium manquant. Et l’enquête révélera ce fait étonnant : elles se sont produites dans un réacteur nucléaire naturel.

Les conditions uniques qui permettent la fission naturelle

La possibilité théorique d’un tel phénomène avait été annoncée un peu plus tôt, en 1945, par le physicien d’origine japonaise Paul Kuroda. Les découvertes au Gabon confirmèrent sa prédiction. Les échantillons d’Oklo permirent en effet de prouver que des réacteurs nucléaires naturels avaient fonctionné il y a deux milliards d’années au sein du gisement d’uranium.

Pour qu’un tel réacteur nucléaire existe, plusieurs conditions doivent être réunies. En premier lieu, le gisement doit être suffisamment large pour que les neutrons puissent amorcer une réaction en chaîne. Par ailleurs, un enrichissement suffisant est nécessaire ; et c’était le cas si l’on remonte loin dans l’histoire de la Terre. L’uranium 235 est radioactif, ce qui implique que sa quantité diminue avec le temps ; il y a deux milliards d’années, sa concentration était ainsi bien plus élevée (3,813 %) qu’aujourd’hui (0,720 %). Enfin, il faut de l’eau, qui joue le rôle de modérateur neutronique, comme dans les réacteurs nucléaires à eau pressurisée (REP).

Les réacteurs d’Oklo auraient mis en jeu plus de 500 tonnes d’uranium. Ils auraient fonctionné pendant plusieurs centaines de milliers d’années. Et pendant ce laps de temps, ils auraient produit environ 100 térawattheures (TWh) – soient environ deux ans de production énergétique (thermique + électrique) d’un EPR. Aujourd’hui, les réacteurs d’Oklo sont les seuls réacteurs à fission naturels connus – il est toutefois vraisemblable que notre planète en cache quelques autres.

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Grâce à cette nouvelle recherche française, les futures centrales solaires pourraient gagner en performance et mieux s’intégrer à leur environnement. L’étude permet en effet de comprendre les mécanismes par lesquels les installations photovoltaïques modifient les conditions locales autour d’elles. À terme, ces travaux pourraient conduire à une conception plus fine des centrales, en particulier des installations solaires flottantes.

À leur échelle, les infrastructures énergétiques influencent le climat local. Température de l’air, circulation du vent, humidité ou évaporation peuvent ainsi être modifiées par un aménagement. L’ensemble de ces variations, souvent discrètes, mais bien réelles, correspond à ce que l’on appelle des effets microclimatiques. Dans le cas du photovoltaïque, ces phénomènes ont des conséquences directes sur les performances des panneaux solaires. Pourtant, jusqu’à présent, ces effets microclimatiques sont négligés dans les outils de conception et de calcul.

C’est justement ce manque que vient combler une recherche française publiée dans la revue Renewable Energy. Les chercheurs se sont intéressés plus particulièrement aux centrales solaires flottantes. Ils ont développé un cadre de modélisation capable de décrire avec précision les effets microclimatiques générés par ce type d’installation.

Une maquette virtuelle pour simuler vent, chaleur et évaporation

Concrètement, les chercheurs ont créé une sorte de maquette numérique de centrale photovoltaïque flottante. Cet outil intègre la disposition des panneaux, leur inclinaison, leur hauteur au-dessus de l’eau ainsi que l’espacement entre les rangées. Des conditions réalistes de vent et d’ensoleillement sont ensuite appliquées à cette représentation virtuelle.

Le modèle calcule alors la circulation de l’air entre et sous les panneaux, les échanges de chaleur entre les modules et l’atmosphère, ainsi que l’évaporation de l’eau sous la surface partiellement couverte. L’approche permet de visualiser les différences locales de température, de ventilation et de pertes d’eau au sein même de la centrale.

Vers des prévisions de rendement plus fiables

L’un des principaux objectifs de ces travaux est d’affiner les prévisions de rendement des installations solaires. La performance des panneaux dépend fortement de leur température, elle-même influencée par le vent. L’outil développé permet ainsi de mieux estimer les échanges thermiques, et donc d’évaluer de manière plus précise les rendements.

Le modèle numérique offre également la possibilité de quantifier avec davantage de précision l’évaporation de l’eau, en évaluant l’impact réel des centrales solaires flottantes sur les pertes hydriques. Ce système constitue surtout un outil d’aide à la conception. Grâce aux simulations, il devient possible d’adapter l’implantation des panneaux aux conditions locales, d’optimiser leur disposition et de mieux équilibrer performance énergétique et impact environnemental.

Si cette étude se concentre sur le photovoltaïque flottant, les chercheurs indiquent que leur approche pourrait être étendue aux centrales photovoltaïques au sol et à l’agrivoltaïsme.

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Le potentiel de la géothermie pour décarboner la production de chaleur dans les logements n’est plus à prouver. Néanmoins, son application souvent complexe freine sa démocratisation. Face à cela, une entreprise française a décidé d’industrialiser de nombreuses étapes pour standardiser et accélérer son déploiement sur site. 

Forte de 20 ans d’expérience dans le domaine de la géothermie dans le sud-ouest de la France, la société Bio Énergies Diffusion espère contribuer à l’essor de cette énergie bas-carbone en France en révolutionnant ses méthodes d’installation. Pour y parvenir, l’entreprise a inventé le Géocube, une pompe à chaleur géothermique préfabriquée, testée en atelier et livrée prête à raccorder. Logée dans un conteneur maritime de 10 pieds, cette solution est livrée déjà équipée afin de réduire le temps d’installation sur site.

Une première version du Géocube vient d’ailleurs d’être installée en 2025, dans l’école de Donneville, en Haute-Garonne. Le Géocube s’est avéré être la solution idéale sur un site soumis aux Bâtiments de France et ne comprenant aucun local technique. La solution Géocube a permis une installation dans un délai record, sans avoir besoin de construire une chaufferie.

Démocratiser la géothermie

Si le potentiel de la géothermie est très important, sa mise en œuvre est souvent un frein. En comparaison, les installations solaires, qu’elles soient photovoltaïques ou thermiques, se distinguent par un haut niveau d’industrialisation, ce qui autorise un déploiement rapide et une adaptation facilitée aux contraintes des sites. À l’inverse, le déploiement de systèmes géothermiques repose sur des procédés entièrement personnalisés en fonction des spécificités du terrain et du bâtiment à alimenter, et nécessitent de profonds forages. C’est cette particularité qui rend les installations géothermiques onéreuses.

Pour rendre la géothermie plus accessible que jamais, Bio Énergies Diffusion compte sur l’industrialisation des procédés, mais également sur son partenariat avec l’entreprise française Bon Tuyau. Cette dernière veut faciliter l’accès à ces énergies décarbonées en proposant des solutions de financement. Elle propose ainsi la location de systèmes géothermiques et solaires thermiques dans le domaine du tertiaire, pour permettre aux entreprises de s’affranchir de l’investissement initial très élevé.

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L’économie, c’est de l’énergie transformée. C’est ainsi que certains résument l’importance primordiale de l’énergie dans nos sociétés modernes. Produire et manipuler l’énergie est ainsi un enjeu essentiel, et à ce titre, il stimule l’émergence d’idées nouvelles. Comme celle-ci, curieuse au premier abord : utiliser des poudres métalliques.

À de rares exceptions près, l’énergie ne se trouve pas sous une forme utilisable là où il y en a besoin et quand il y en a besoin. C’est là où intervient la notion de vecteur énergétique, en tant qu’agent intermédiaire contenant de l’énergie sous une forme aisément utilisable, transportable et pouvant être stocké – avec, selon le vecteur, plus ou moins de facilité.

Les vecteurs énergétiques nous sont bien connus : combustibles solides (charbon, pellets, …), liquides (essence, gazole, fioul…) ou gazeux (gaz naturel, hydrogène, …), ou encore l’électricité et la chaleur. Et la transition énergétique, qui repose en partie sur des moyens de production intermittents (éolien, solaire, …) rend ces vecteurs plus importants encore, car il accroît la disjonction entre production et consommation.

Nous avons pu rapporter de nombreuses actualités au sujet de l’électrification, de l’hydrogène, ou encore des carburants de synthèse. Mais au sein de ce paysage, il existe d’autres alternatives, moins matures, mais dont l’intérêt n’est pas pour autant à négliger sur le long terme. Et c’est précisément le cas des combustibles métalliques.

L’énergie stockée dans les métaux

Le concept des combustibles métalliques (metal fuels, en anglais) repose sur un constat simple : il y a beaucoup d’énergie stockée dans un métal. Pour s’en convaincre, il suffit de considérer la grande quantité d’énergie nécessaire pour transformer un minerai en un métal, que ce soit dans les hauts fourneaux pour produire des alliages de fer, ou dans les cellules d’électrolyse pour produire de l’aluminium par le procédé Hall-Héroult. En effet, dans la nature, les éléments métalliques sont souvent sous la forme d’un oxyde, c’est-à-dire liés à l’oxygène, et il faut beaucoup d’énergie pour casser ce lien.

Cet état de fait est un obstacle pour la production des métaux – et il justifie par ailleurs le recyclage de ces derniers. Mais il peut être aussi considéré comme une opportunité. Car il implique que les métaux peuvent être considérés comme un important stock d’énergie. Et donc comme un vecteur d’énergie.

Une boucle d’énergie basée sur le recyclage

Comme est-ce que cela fonctionne ? Un schéma de principe proposé par Engie nous permet de l’expliciter.

Schéma de principe de l’utilisation d’un combustible métallique / Image : Engie

Tout d’abord, un oxyde métallique est transformé en métal (phénomène de réduction) à l’aide d’un procédé et d’une source d’énergie propres. Le métal est ensuite transporté et stocké à son lieu d’utilisation, par exemple sous la forme d’une poudre fine. Là, il est consommé par l’usage énergétique qui lui est dévolu, par exemple un véhicule – mais ce peut être également un autre système mécanique, ou encore un système de production de chaleur ou d’électricité.

Lorsque la poudre métallique est utilisée, de l’oxygène est consommé, et le métal est transformé à nouveau en oxyde – c’est une réaction de combustion, tout comme celle des hydrocarbures. L’oxyde est ensuite retourné à son lieu de réduction, où il sera à nouveau transformé en métal pour enclencher un nouveau cycle. Un cycle qui offre le potentiel de ne pas être carboné.

Aujourd’hui, les métaux envisagés en tant que combustible métallique sont principalement l’aluminium ou le fer. Des métaux moins communs sont également envisagés, comme le sodium, le magnésium ou le bore. Il va de soi que si de tels métaux sont utilisés comme vecteurs énergétiques décarbonés, leur production ne devra pas impliquer de dégagements de dioxyde de carbone, comme c’est le cas des procédés industriels actuels. Pour ce faire, ce sont des procédés moins communs qui doivent être utilisés, comme la réduction directe par l’hydrogène ou l’électrolyse par des électrodes inertes.

Une filière encore à l’état embryonnaire

Force est de constater que les développements sur les combustibles métalliques en sont aujourd’hui encore à un stade très préliminaire. En 2016, Peugeot avait financé une thèse visant à stabiliser une flamme aluminium-air, avec en ligne de mire la conception d’un moteur automobile à combustion externe utilisant un combustible métallique.

Plus récemment, la startup Found Energy, spécialisé dans le recyclage énergétique de l’aluminium, a annoncé un partenariat avec une usine d’aluminium du sud-est des États-Unis. Le fondateur de la société, Peter Godart, est un ancien ingénieur de la NASA qui avait travaillé sur un robot capable de consommer en tant que source d’énergie les composants en aluminium de fusées devenus inutiles après leur utilisation.

En 2020, des chercheurs suisses menés par le docteur Michel Haller de l’Institute for Solar Technology étudient l’utilisation d’un cycle réversible employant l’aluminium en cogénération, pour produire à la fois de l’électricité et de la chaleur pour les besoins d’une maison d’habitation. Ils concluent à la faisabilité d’un stockage saisonnier de l’énergie solaire, basé sur la possibilité de stocker l’aluminium. Leurs calculs aboutissent à un coût de l’énergie de 0,20 €/kWh – dans l’ordre de grandeur, donc, des prix de l’électricité réseau. L’article est disponible en source ouverte.

De tels exemples, il y en a d’autres, et ils sont nombreux. Au total, ils montrent une technologie qui en est encore à un stade embryonnaire : celui de la recherche et des prototypes. Il n’est donc pas encore possible de déterminer à quelle échéance une telle solution pourrait être employée massivement. Mais ils ouvrent la voie à un vecteur énergétique nouveau et intéressant, notamment au regard des enjeux du stockage saisonnier des énergies, notamment renouvelables.

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Suspendu depuis le 1ᵉʳ janvier 2026, le dispositif national d’aides dédiées à la transition énergétique MaPrimeRénov’ a rouvert ses portes le 23 février, avec quelques modifications.

Que ce soit pour isoler son logement ou remplacer son vieux système de chauffage et de production d’eau chaude par un mode plus écologique, MaPrimeRénov’ est une aide cruciale. Elle octroie aux ménages des subventions dont les montants peuvent être très élevés selon le niveau de revenus du demandeur. Suspendu depuis plusieurs mois, le dispositif est officiellement relancé le 23 février. Avec une grande nouveauté : désormais, un rendez-vous personnalisé avec un conseiller France Rénov’ est obligatoire avant tout dépôt de demande d’aide dans le cadre du parcours rénovation d’ampleur.

Ce dernier, qui permet de financer un ensemble de travaux visant un gain d’au moins deux classes énergétiques, est à présent réservé aux logements classés E, F ou G au diagnostic de performance énergétique (DPE). Le parcours par geste, destiné à financer des travaux isolés comme l’installation d’un chauffage décarboné ou d’un chauffe-eau écologique, rouvre quant à lui pour les ménages intermédiaires, modestes et très modestes. Il exclut toutefois deux types de travaux qui en étaient jusqu’ici éligibles : l’isolation des murs et l’installation de chaudières à biomasse.

Les parties communes et copropriétés toujours éligibles

Le dispositif conserve par ailleurs son troisième volet, dédié à la rénovation des parties communes en copropriété. Les modalités de dépôt restent inchangées : les demandes s’effectuent toujours en ligne sur le site officiel maprimerenov.gouv.fr.

Depuis son lancement en 2020, MaPrimeRénov’ affirme avoir accompagné plus de 2,5 millions de ménages. Parmi eux, près de 350 000 ont engagé une rénovation d’ampleur, ce qui leur aurait permis de diviser par deux la consommation énergétique de leur logement, en moyenne.

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EDF peut se targuer d’une bonne année 2025 en matière de production d’électricité. Malheureusement, les résultats financiers ne suivent pas, la faute à une baisse généralisée des prix de l’électricité en Europe. 

À l’heure de tirer les bilans de l’année 2025, Bernard Fontana, président-directeur général d’EDF, n’a pas hésité à évoquer une année « marquée par des résultats opérationnels et financiers solides », mais la frustration doit être de mise. Si les résultats opérationnels de l’électricien sont plutôt favorables, avec 515 TWh d’électricité générés sur l’année, la baisse généralisée du prix de l’électricité a sérieusement entamé ses résultats. Entre 2024 et 2025, le prix de marché moyen lissé est passé de 192 €/MWh à 103 €/MWh.

De ce fait, si le chiffre d’affaires du groupe est resté plutôt stable avec 113 milliards d’euros, le résultat net est en recul de 26% avec un total de 8,3 milliards d’euros. L’excédent brut d’exploitation (EBITDA), indicateur financier qui mesure la rentabilité opérationnelle d’une entreprise a été revu à la baisse avec 29,3 milliards d’euros contre 36,5 milliards d’euros en 2024.

Malgré ces conditions plus difficiles que l’année précédente, EDF annonce avoir réussi à réduire sa dette de 2,8 milliards d’euros, pour atteindre 51,5 milliards d’euros au 31 décembre 2025. Enfin, l’électricien a indiqué un taux effectif d’impôts de 31,6%, notamment du fait de la contribution exceptionnelle, une taxe sur les bénéfices des grandes entreprises.

Des niveaux de production solides

La baisse des prix de l’électricité ne concrétise donc pas la bonne année d’EDF d’un point de vue opérationnel. Sur les 515 TWh d’électricité produits sur l’année, on compte 373 TWh d’origine nucléaire, un record depuis six ans. Si la production hydroélectrique est revenue à la normale après une année 2024 particulièrement favorable, la production issue de l’éolien et du solaire a augmenté de 2,1%. Enfin, les STEP ont tourné à plein régime avec un record de production de 6 TWh.

Consolidation du modèle financier et préparation de l’avenir

Cette présentation des résultats financiers a été l’occasion de tirer les bilans d’une année charnière pour EDF. Afin de préparer la fin de l’ARENH, EDF a réussi à sécuriser 47 TWh de contrats de production par le biais de 18 000 contrats d’électricité à moyen terme et 18 contrats à long terme, dont 12 contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN). En parallèle, le groupe a présenté son devis relatif à la construction de 6 EPR 2 pour un montant total de 78 milliards d’euros.

Pour cette nouvelle année 2026, les prix de l’électricité devraient continuer de baisser, maintenant ainsi l’EBITDA à la baisse. L’année 2026 devrait également être conditionnée par la décision finale d’investissement concernant les EPR2, ainsi que l’obtention de nouveaux contrats à long terme pour sécuriser ses revenus et ainsi faire face dans les meilleures conditions possibles aux quelque 460 milliards d’euros d’investissement prévus pour les prochaines dizaines d’années.

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Présenté en marge de la Conférence de Munich sur la sécurité, le nouveau rapport Le lobby européen de l’électricité Eurelectric appelle à « tester en conditions réelles » la robustesse des systèmes électriques européens face aux attaques hybrides

Le lobby européen de l’électricité Eurelectric a profité de la conférence de Munich sur la sécurité pour publier, le 13 février, un rapport intitulé « Battle-tested power systems », que l’on pourrait traduire par « réseaux électriques éprouvés pour le combat ». Eurelectric y expose ses préconisations pour faire face aux menaces physiques et cybernétiques. Et presse les États d’accélérer l’application des textes européens existants et les entreprises à s’adapter immédiatement.

Le rapport constate que les réseaux électriques européens sont devenus des cibles stratégiques dans les guerres hybrides. Les attaques menées contre les infrastructures ukrainiennes depuis 2022 ont montré qu’un système électrique interconnecté, numérisé et de plus en plus dépendant des données peut être fragilisé par des bombardements et des attaques cyber.

Une faible application des textes européens

Et même si l’UE s’est dotée d’un cadre réglementaire prolifique, Eurelectric regrette que son application réelle soit hétérogène. Il appelle à l’application plus concrète de la directive SRI2 (NIS2) sur la cybersécurité, de la directive sur la résilience des entités critiques (CER) et des dispositions de la réforme du marché de l’électricité relatives à la préparation aux crises. L’organisme plaide pour des audits de cybersécurité réguliers, des tests d’intrusion, des exercices de gestion de crise à l’échelle nationale et aux interconnexions, et un meilleur partage des données. Eurelectric plaide également pour une meilleure coordination entre les secteurs de l’énergie, des télécommunications et de la défense, les trois poursuivant de mêmes objectifs.

Enfin, le lobby recommande la constitution de stocks stratégiques d’équipements (notamment de grands transformateurs, difficiles à remplacer rapidement) et la mise en place de chaînes d’approvisionnement sécurisées au sein de l’UE. Les entreprises sont invitées à cartographier leurs dépendances industrielles et à identifier les points de vulnérabilité susceptibles de provoquer des interruptions prolongées.

En cas de cyberattaque majeure ou de panne des réseaux de télécommunications, la formation du personnel et la planification de modes dégradés d’exploitation sont importantes, selon Eurelectric.

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En matière de production d’électricité, la France fait souvent cavalier seul en Europe. Emmanuel Macron vient d’ailleurs de le prouver une nouvelle fois en évoquant la responsabilité du mix électrique espagnol dans le black-out d’avril dernier. Une position à contre-courant du discours européen, qui met en avant le manque d’interconnexions. 

Le black-out de l’année dernière, qui a secoué la péninsule ibérique plus d’une dizaine d’heures, n’a pas fini de faire parler. Si le manque d’interconnexion entre la France et l’Espagne a plusieurs fois été pointé du doigt, en particulier par la Commission Européenne, Emmanuel Macron a profité d’une interview au journal espagnol El País pour donner son avis sur la question. Selon lui, l’origine du black-out n’a rien à voir avec un manque d’interconnexion entre la France et l’Espagne, mais vient plutôt d’un mix électrique largement dominé par les énergies renouvelables.

Le Président français a évoqué un problème structurel, et a indiqué qu’au regard des technologies actuelles, la stabilité du réseau de ne peut pas être assurée quand la production électrique est principalement issue du vent et du soleil.

Une histoire d’inertie des générateurs

Dans les faits, le mix électrique global de l’Espagne n’est pas 100% renouvelable puisque le pays produit 54 TWh par an d’électricité nucléaire, et utilise également du gaz naturel. Néanmoins, la production éolienne est importante avec 62 TWh en 2024, contre 47 TWh pour la France.

L’énergie solaire connaît une croissance fulgurante : de 9 TWh produits en 2019, le pays est passé à 54 TWh en 2024, surpassant largement la France et ses 24 TWh produits la même année. Du fait de cette forte capacité de production, il arrive que sur certaines périodes, les productions solaires et éoliennes dominent largement le mix électrique. Or, ces modes de production ne participent pas à la stabilité du réseau comme le font les machines tournantes des centrales nucléaires, des barrages hydroélectriques ou des centrales thermiques. Ces dernières, quand elles fonctionnent, ont une inertie importante qui maintient la fréquence et la tension du réseau aux valeurs souhaitées. C’est d’ailleurs l’une des forces du réseau électrique français.

De ce fait, la position du Président français se comprend. Néanmoins, il faut bien admettre qu’une augmentation des interconnexions permettrait d’améliorer la stabilité globale du réseau européen, et donc de faire profiter à l’Espagne de la stabilité de la France, tout en favorisant la décarbonation du mix électrique européen.

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Les énergies renouvelables coûtent de l’argent, mais en rapportent aussi beaucoup aux collectivités locales. C’est ce que montre une étude du cabinet Colombus Consulting pour le Syndicat des énergies renouvelables (SER).

Sous le feu des critiques et baisse de leurs objectifs, les renouvelables cherchent à redorer leur image. Alors que la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) leur fait la part moins belle, un rapport publié mardi 17 février montre à quel point les renouvelables rapportent de l’argent aux collectivités. En 2024, toutes les filières réunies ont généré 2,172 milliards d’euros. 1,267 milliards proviennent de la fiscalité directe quand 462 millions viennent de la TVA reversée aux collectivités. Et 443 millions sont liés à la chaîne de valeur des installations, peut-on lire dans l’étude. Elle couvre hydroélectricité, l’éolien terrestre et en mer, le solaire, les méthaniseurs, l’aérothermie et d’autres filières.

L’hydroélectricité domine le classement, avec 641,9 millions d’euros versés aux collectivités. Le solaire est deuxième avec 296 millions puis arrive l’éolien terrestre avec 239,7 millions d’euros. L’éolien en mer ne rapporte que 27,2 millions, il est en train de se développer (encore limité à 500 MW installés). L’aérothermie génère 366,9 millions d’euros, principalement grâce à la TVA sur les pompes à chaleur pour qui ne maîtrise pas ce terme. Le biométhane, avec ses 2 000 méthaniseurs, rapporte 84 millions. C’est largement dû aux exonérations fiscales.

Les communes, premières bénéficiaires

Ces recettes profitent surtout aux communes (32% des recettes, 698,5 millions d’euros) et intercommunalités. 45 % vont aux EPCI. Les départements touchent 15 % et les régions 8 %. Dans certaines petites communes, l’éolien représente jusqu’à 23 % des recettes fiscales. À Saint-Georges-sur-Arnon (Indre) par exemple, les onze éoliennes couvrent 60 % du budget communal.

Regardons les ordres de grandeur. Pour les parcs solaires, un site de 2 MW génère environ 9 000 euros par an, dont 7 000 euros pour la commune. « Une centrale basse chute de 4,5 MW, c’est 63 000 € de recettes fiscales, dont 53 000 € directement pour le bloc communal. En 15 ans, cela permet de financer la construction d’une maison de santé de 400m² » explique Nicolas Goldberg sur LinkedIn. Les méthaniseurs locaux, eux, peuvent dégager 95 000 euros en moyenne pour leur commune.

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Presque un an après le black-out espagnol, on continue de dessiner les contours de ce qui apparaît comme l’une des coupures de courant les plus graves de l’histoire européenne. Au-delà des origines précises de cet incident électrique majeur, des chercheurs ont tenté de préciser le véritable humain de cet évènement. Malheureusement, il semble plus lourd que prévu. 

Le 28 avril 2025, des défaillances du réseau électrique espagnol plongeaient plus de 50 millions de personnes dans le noir pendant près d’une dizaine d’heures. Officiellement, cet incident aurait engendré la mort de 7 à 10 personnes. Une famille aurait notamment été intoxiquée par du monoxyde de carbone suite à l’utilisation d’un groupe électrogène, tandis que le logement d’une personne aurait pris feu à cause de l’utilisation de bougies. Enfin, au moins une personne serait décédée suite au dysfonctionnement d’un équipement médical.

Une augmentation de la mortalité chez les personnes âgées

Mais la réalité pourrait être beaucoup plus sombre. Une équipe espagnole de recherche a analysé les données du système de surveillance de la mortalité, mis en place en 2004 pour évaluer la surmortalité face aux vagues de chaleur. Cette étude, publiée dans la revue médicale Eurosurveillance, montre qu’aucun pic de mortalité n’a été relevé le 28 avril 2025. En revanche, une hausse de 4,2% de la mortalité dans la population générale a été observée dans les 48 heures qui ont suivi. Ce sont plus spécifiquement les personnes âgées de 65 ans à 84 ans qui auraient été touchées, avec une augmentation de la mortalité de 6,9% par rapport à la normale.

Au total, on compterait un excédent de 147 décès durant les 3 jours suivant le 28 avril 2025. Si le lien direct entre cette surmortalité et le black-out ne peut être clairement défini du fait de l’absence de données sur les causes précises de ces décès, le rapport suggère que les conséquences de la panne électrique vont bien au-delà des 10 décès directs annoncés par les médias et par le gouvernement espagnol.

L’importance de sécuriser le réseau électrique

Plusieurs éléments peuvent expliquer cette potentielle surmortalité dans les jours suivant le black-out. D’abord, la chute des télécommunications avec les réseaux mobiles et VOIP en tête a rendu les numéros d’urgence injoignables, retardant l’accès aux soins pour des personnes en situations d’urgence. La rupture de soin a également eu des répercussions sur plusieurs jours avec le blocage des transports sanitaires, ainsi que des problèmes au niveau des équipements médicaux à domicile.

Ce rapport souligne une fois de plus l’importance d’une sécurisation plus importante du réseau électrique, notamment pour soutenir une part de renouvelable non pilotable de plus en plus importante. Pour cela, il semble que les interconnexions, l’augmentation des capacités de stockage et la valorisation des machines tournantes jouent un rôle décisif.

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Repoussé à mai, le grand plan national d’électrification voulu par le gouvernement va entrer en phase de concertation. Quatre groupes de travail sectoriels doivent travailler sur l’accélération de la bascule vers l’électricité dans les transports, le bâtiment, l’industrie et le numérique.

Le calendrier a glissé d’un mois. Annoncé pour avril lors de la présentation de la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3), le « plan électrification » sera finalement dévoilé en mai, a confirmé le gouvernement le 17 février. Problème de timing avec une PPE qui relance la construction de centrales électriques avec le problème de la consommation atone, ce plan veut « donner aux Français le réflexe électricité ».

Stimuler la consommation d’électricité

Dès début mars, quatre groupes de travail seront lancés sur les transports, les bâtiments, l’industrie et le numérique. Les deux premiers seront pilotés par Bercy, les deux autres par le ministère de la Transition écologique. Autour de la table : représentants des filières, élus locaux, parlementaires, acteurs du financement – dont la Caisse des Dépôts –, associations et think tanks.

Côté transport, les députés Jean-Marie Fiévet et Gérard Leseul, déjà rapporteurs d’une mission flash sur la décarbonation des poids lourds, sont cités. Les travaux conduits par Raphaël Schellenberger sur l’électrification de l’industrie leur serviront.

Au-delà des objectifs de production fixés par la PPE, l’enjeu est désormais de stimuler la demande. Pompes à chaleur, véhicules électriques, électrification des procédés industriels : l’exécutif veut lever les freins réglementaires et surtout identifier des leviers incitatifs rapidement activables, hors grandes réformes budgétaires.

Les CEE comme solution

Car le plan est hors projet de loi de finances. Aucune enveloppe n’est annoncée à ce stade. Le gouvernement renvoie vers les certificats d’économie d’énergie (CEE), dont la nouvelle période 2026-2030 a débuté au 1ᵉʳ janvier. Même mode de financement que le four électrique d’ArcelorMittal annoncé en grande pompe par E. Macron. Les CEE ont un avantage, c’est qu’ils ne pèsent pas sur le budget de l’État.

La PPE3 déjà publiée oblige à l’électrification : la part des énergies fossiles dans le mix énergétique devrait passer de 60 % aujourd’hui à 40 % en 2030, l’inverse pour l’électricité. Alors que les importations d’énergies fossiles représentent 60 milliards d’euros par an, c’est un enjeu de souveraineté : les investir dans notre pays ou aggraver notre balance commerciale ?

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L’électrification des usages semble bel et bien en marche, à l’échelle mondiale. C’est le constat que fait l’Agence internationale de l’énergie dans son dernier rapport. Si c’est un pas important vers le zéro carbone, l’AIE pointe du doigt de potentiels freins à cette dynamique comme le manque d’infrastructures et les besoins de flexibilité. 

C’est indubitable : la consommation d’électricité augmente de manière considérable depuis plusieurs années. L’Agence internationale de l’énergie a relevé une augmentation de 4,4% en 2024, puis de 3% en 2025, atteignant 28 199 TWh. L’AIE va même plus loin en anticipant une augmentation de 19% de la consommation mondiale d’électricité d’ici 2030, pour atteindre 33 594 TWh. L’Europe montre de nouveau des signes de croissance de sa consommation électrique après 20 ans de stagnation, mais c’est bien l’Asie pacifique qui montre le plus de dynamisme de ce côté. La Chine devrait représenter à elle seule le tiers de la consommation totale de l’électricité en 2030 avec plus de 12 000 TWh.

Ces chiffres encourageants s’expliquent notamment par une consommation plus importante d’électricité dans le domaine industriel, une hausse du nombre de climatiseurs et surtout une croissance très importante des centres de données et de l’intelligence artificielle.

Les énergies bas-carbone, 50% de l’énergie totale d’ici 2050

La hausse de la production électrique provient en grande partie du développement massif des énergies renouvelables et en particulier du photovoltaïque. Ces dernières ont représenté 33% du mix électrique en 2025, faisant jeu égal avec le charbon (33,6%).

L’AIE prévoit qu’en 2030, énergies renouvelables et nucléaires pourraient représenter 50% de l’énergie totale consommée dans le monde contre 42% aujourd’hui. Néanmoins, pour y parvenir, l’Agence prévient : il ne faudra pas négliger les infrastructures. Du fait d’une influence de plus en plus importante de la météo sur la production électrique, les besoins mondiaux en flexibilités augmentent, et les réseaux électriques sont mis à rude épreuve. La situation est telle qu’on compterait près de 2500 GW de projets en attente de connexion faute de possibilités de raccordement.

Un effort à maintenir

Pour finir, l’AIE pointe également du doigt le tarif de l’électricité, qui ne cesse d’augmenter à un rythme plus élevé que l’augmentation des salaires depuis 2019. Dans ce contexte, l’énergie devient un poids de plus en plus important sur les ménages du monde entier. Dans le même registre, l’électrification du parc automobile est ralentie par des tarifs trop élevés et donc un manque d’accessibilité pour le plus grand nombre. Ainsi, si les chiffres sont encourageants, et que cet Âge de l’électricité se dessine petit à petit, le défi reste colossal.

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