Le ministre de l’Économie, Roland Lescure, a annoncé un plan d’investissement de 200 milliards d’euros sur la prochaine décennie pour moderniser et adapter les réseaux électriques français, dans la foulée de la sortie de la PPE.

Publication de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3), confirmation de l’investissement de 200 milliards d’euros dans les réseaux : le ministre de l’Économie parle définitivement beaucoup d’énergie.

Les nouveaux objectifs donnés à la filière de la production d’électricité doivent être accompagnés d’un investissement à la hauteur dans les réseaux.
Pour le transport et de la distribution d’électricité, les équipements actuels datent pour beaucoup du milieu du XXᵉ siècle. Ils doivent être modernisés, développés et adaptés au changement climatique.

Les réseaux, angle mort de la PPE

Sur le réseau de transport, il s’agit de moderniser les lignes à très haute tension pour faire transiter la production décentralisée et renforcer les interconnexions. Ces dernières apportent une flexibilité bienvenue et sont mentionnées dans la PPE pour minimiser le coût du système au global.

Sur le réseau de distribution (opéré par Enedis et quelques entreprises locales de distribution), plus d’un million de kilomètres de lignes sont à entretenir et à adapter aux véhicules électriques, pompes à chaleur, installations photovoltaïques sur toiture et industrielles. Le pilotage en temps réel et la flexibilité entrent dans une nouvelle dimension pour ces vieux réseaux.

Cette annonce n’est pas un scoop. Le chiffre de 200 milliards d’euros reposait jusqu’alors sur des projections réalisées par RTE et Enedis. Le gouvernement vient ici prendre position, car c’est la CRE qui fixe chaque année les enveloppes allouées aux filiales d’EDF.

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Le réacteur nucléaire n° 1 de la centrale de Tihange en Belgique a obtenu un sursis dans sa contestation juridique, pour être relancé alors qu’il doit être démantelé.

Alors qu’un permis de démolition avait été délivré à Engie Electrabel pour démanteler deux des trois tours de refroidissement, une décision administrative vient de suspendre cette autorisation à la suite de plusieurs recours introduits par des acteurs publics et associatifs. Leur crainte : engager dès maintenant la destruction des infrastructures condamnerait toute possibilité de remettre en service ce réacteur à l’avenir, hypothéquant de fait la sécurité énergétique belge.

Ce sursis administratif a été acté après des recours déposés par six parties, dont le mouvement WePlanet, la commune d’Huy, le collectif citoyen 100 TWh et deux particuliers. Au-delà du non-retour, ils font valoir les risques d’une envolée des émissions de carbone si les centrales à combustibles fossiles devaient compenser l’absence de production nucléaire avec de nouvelles installations gazières notamment.

Réviser la stratégie énergétique belge

Le gouvernement fédéral, sous l’impulsion du Premier ministre Bart De Wever et du ministre de l’Énergie surnommé Atomic Boy Mathieu Bihet, veut une révision de la stratégie énergétique incluant la possibilité de prolonger l’exploitation de Tihange 1. Arrêté en octobre dernier, le réacteur pourrait être techniquement relancé, mais en l’état, les normes de sûreté post-Fukushima imposent des standards très élevés auxquels il ne pourrait pas répondre. Son redémarrage pourrait être très couteux.

La suspension du permis de démolir a été confirmée par le Service public de Wallonie qui attend une expertise approfondie avant qu’une décision finale ne soit prise par le ministre wallon de l’Aménagement du territoire, François Desquesnes, avant l’été. La stratégie d’Engie jusqu’ici visait à démanteler progressivement les réacteurs fermés, tout en prolongeant seulement les unités les plus récentes, Tihange 3 et Doel 4. Un sursis juridique qui en dit long sur le retournement de la politique belge en matière de nucléaire.

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La chute de Luc Rémont, le 21 mars 2025, devait marquer une reprise en main d’EDF par l’État. Après des mois de bras de fer sur le post-Arenh et le programme nucléaire EPR2, l’exécutif semblait enfin décidé à remettre l’électricien public dans le rang. Un an plus tard, si le style a changé, EDF continue de sortir gagnant de la plupart de ses arbitrages stratégiques avec le gouvernement.

Sous Luc Rémont, le rapport de force était assumé, frontal. L’ancien PDG avait obtenu, en novembre 2023, une réforme du cadre de régulation pour succéder à l’accès régulé au nucléaire historique (Arenh). Malgré l’opposition de l’administration, de la CRE et d’une partie des cabinets ministériels, EDF décroche une liberté tarifaire qui lui plaît bien, l’État se contentant d’un prélèvement fiscal a posteriori en cas de prix très élevés (selon deux paliers de revenus, le niveau de taxation varie).

Une décision prise envers et contre tous, selon plusieurs conseillers interrogés par La Tribune, au terme de mois de pressions et de négociations à huis clos. Cette victoire politique n’a pourtant pas suffi à sauver Luc Rémont, « tombé pour mauvaise conduite » titre le média Contexte. Officiellement, c’est l’échec industriel qui lui a coûté sa place. Deux ans après le lancement du programme EPR2, le design n’est toujours pas finalisé et le modèle financier n’est pas bouclé.

Un contexte rude à l’arrivée de Bernard Fontana

Les rapports successifs du comité de revue présidé par Hervé Guillou pointent des lacunes : maîtrise d’ouvrage mal dimensionnée, coordination défaillante avec les fournisseurs, clauses contractuelles déséquilibrées et même une « paralysie décisionnelle » au sommet du groupe. À cela s’ajoute l’incapacité d’EDF à tenir sa promesse faite à l’État : signer massivement des contrats de long terme à prix modérés avec les industriels. C’est la réindustrialisation du pays qui est en jeu, un sujet hautement politique.

Bernard Fontana arrive donc dans un contexte rude, mais qu’il arrive en partie à retourner en la faveur de son groupe nationalisé par l’État. La facture des six EPR2 vient d’être réévaluée à 72,8 milliards d’euros en euros 2020, soit près de 86 milliards en euros courants et plus de 100 milliards en intégrant les frais financiers, selon la Cour des comptes. Les marchés de l’électricité, eux en revanche, se sont retournés : les prix avoisinent désormais les 50 à 60 euros du MWh (€/MWh), fragilisant le modèle économique d’EDF (loin des seuils de taxation du VNU, le versement nucléaire universel).

Des contrats nucléaires contre les arbitrages d’EDF

Là où Luc Rémont refusait toute régulation et rechignait à signer des contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN), Bernard Fontana aligne rapidement EDF sur les attentes gouvernementales. Les CAPN sont conclus à tour de bras, comme le réclamaient Bercy et l’Élysée. Orano, Lafarge, ArcelorMittal… les CAPN s’enchainent, quitte à accepter des prix moins élevés qu’espérés (ils sont souvent confidentiels).

Mais derrière cette stratégie commerciale, les arbitrages penchent en faveur d’EDF. Sur le nucléaire, malgré les surcoûts et les doutes sur la tenue des délais, l’État valide la poursuite du programme EPR2 et le financement sans remettre en cause ni le nombre de réacteurs, ni le calendrier. Le risque financier est mutualisé et les choix industriels restent à la charge par EDF.

L’hydroélectricité relancée

Sur l’hydroélectricité, même chose. La proposition de loi pour ouvrir partiellement à la concurrence les concessions échues et sortir du contentieux européen sonne favorable à EDF. Plusieurs observateurs estiment qu’EDF en ressort largement gagnant. L’ouverture annoncée de 40 % des capacités à la concurrence apparaît en réalité limitée, en raison des actifs déjà exploités par la SHEM et de volumes plafonnés, fixés pour une durée restreinte. À l’inverse, les concessionnaires sortants bénéficieraient de droits sécurisés sur soixante-dix ans, tandis que les obligations de partage imposées à EDF ne courraient que sur vingt ans.

Sous Bernard Fontana, EDF ne gagne plus ses arbitrages « envers et contre tout ». La preuve avec son rapport sur la modulation du nucléaire qui s’est tellement fait attendre et accable les renouvelables intermittentes et va sans doute peser dans le contenu de la PPE3. M. Fontana rappelle à l’État qu’il ne peut se passer d’EDF et ré-équilibre, ainsi, le rapport de force.

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D’après un document interne d’EDF consulté par La Tribune, un nombre minimal de réacteurs nucléaires doit rester connecté au réseau français en permanence pour garantir la stabilité électrique et ainsi jouer le rôle d’amortisseur de tension.

La gestion de la tension et les renouvelables, l’éternelle guerre entre électronique de puissance et inertie mécanique. Voilà une occasion qu’EDF n’a pas manquée pour critiquer les énergies renouvelables (ENR), a relevé la Tribune dans un document interne qu’elle a consulté. EDF estime qu’une base minimale de réacteurs nucléaires doit impérativement rester en fonctionnement pour éviter un risque de black-out. Non pas pour répondre à une demande extrême d’électricité, mais bien pour assurer la stabilité du système en tout temps.

Contrairement à la fréquence, identique partout en Europe (50 Hz), la tension est une donnée locale. Elle doit rester dans une plage précise pour ne pas endommager les équipements électroniques ou engendrer des coupures en cascade (comme le blackout espagnol du 28 avril 2025). Or, en période de faible consommation combinée à une forte production solaire, le réseau de transport se retrouve peu chargé. Les lignes à haute tension produisent alors davantage de puissance « réactive » ce qui tend à faire monter la tension.

Si ces déséquilibres ne sont pas corrigés rapidement, ils peuvent se propager. C’est ce qui s’est passé lors de la méga panne survenue dans la péninsule ibérique l’an dernier.

EDF et les machines synchrones

EDF maintient, la solution repose sur le maintien d’une production dite synchrone, c’est-à-dire assurée par des machines tournantes : centrales nucléaires, hydrauliques ou thermiques. Ces installations apportent l’inertie et la capacité d’absorption de puissance réactive dont a besoin le réseau et ainsi contenir la tension.

Le document consulté par La Tribune identifie trois zones particulièrement sensibles : la Normandie-Paris, le Sud-Ouest et le bassin de la Loire. Dans ces régions, la régulation de la tension nécessiterait le maintien de plusieurs tranches nucléaires en fonctionnement, même en l’absence de besoin de production supplémentaire.

Paradoxalement, si la tendance est à l’arrêt des réacteurs (pour des raisons politiques ou de vieillissement), RTE sollicite de plus en plus le parc nucléaire pour ces services. À horizon 2030, ces demandes pourraient augmenter. EDF plaide pour une meilleure rémunération de ce service. Elle les justifie par des investissement évités dans le système électrique. Du côté des renouvelables, il y a des solutions : onduleurs, batteries, STEP ou compensateurs statiques.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a lancé une consultation publique pour réviser le cadre des offres à tarification dynamique pour exposer les consommateurs aux prix de marché en temps réel.

Ces contrats, accessibles aux clients équipés de compteurs Linky, proposent des prix suivant les prix du marché de gros. Aujourd’hui, peu de particuliers les adoptent car ils ont du mal à comparer ces offres, les fournisseurs peinent à les expliquer clairement et le potentiel de flexibilité domestique – véhicules électriques, batteries ou pompes à chaleur – est quand même limité en l’état. Il est déjà difficile de rentabiliser les HP/HC dans de nombreux cas (qui impose de décaler environ 30 % de sa consommation). Ainsi, la majorité des foyers restent au tarif réglementé ou aux options heures pleines/heures creuses, tandis qu’une très faible minorité opte pour des contrats indexés sur le marché.

La note technique de la CRE rappelle qu’initialement, au moins 50 % du prix devait refléter les variations du marché, avec un plafond pour protéger le consommateur. Le régime transitoire mis en place ces dernières années, plus simple mais moins strict, arrive à expiration et la CRE demande aux fournisseurs la définition exacte de leurs offres, l’exposition minimale au marché nécessaire pour un signal prix pertinent et l’opportunité de supprimer possiblement le plafond tarifaire.

Des expériences en France et en Europe

Il existe déjà des fournisseurs qui proposent des tarifs temps réel. D’autres combinent tarification dynamique et stockage domestique, en synchronisant production solaire et consommation pour tirer parti des variations de prix.

Zendure, fabricant de batteries auquel Révolution Énergétique a rendu visite, propose une offre de batterie et tarification dynamique. Autre exemple, Sobry facture l’électricité en temps réel, avec des prix qui suivent le marché à l’heure près.

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Publiée au Journal officiel après deux ans et demi d’attente, la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) donne des objectifs de consommation et production d’énergie jusqu’en 2035. Relance du nucléaire, renouvelables ajustées à la baisse, les flexibilités et la consommation au centre de toutes les attentions : on décrypte cette version de 232 pages.

Présentée ce matin à Bercy par Roland Lescure devant les industriels et la presse, au lendemain du discours de Sébastien Lecornu depuis un barrage hydroélectrique à Belfort, la PPE3 était attendue depuis près de deux ans et demi. La filière réclamait un cap pour relancer les investissements : le lancement des appels d’offres en dépend, la version en vigueur jusqu’alors prévoyait une sortie du nucléaire.

« Nous faisons le choix de la production décarbonée et de la souveraineté », a martelé ce matin Roland Lescure, insistant sur la nécessité « d’électrifier, électrifier, électrifier » les usages pour substituer les énergies fossiles importées. La consommation finale d’énergie doit passer de 1 510 TWh en 2023 à 1 243 TWh en 2030, tandis que la part de l’électricité grimperait de 27 % à 34 %. La consommation est un grand sujet tant elle peine à décoller et c’est elle qui justifie en partie la relance des investissements dans la production.

Nucléaire : la peur de l’effet falaise

La production nucléaire, tombée à 320 TWh en 2023, est attendue entre 380 et 420 TWh en 2030 : EDF doit être au rendez-vous de la performance avec de la disponibilité et une augmentation de puissance de ses réacteurs. La PPE3 acte l’optimisation du parc existant et confirme la construction de six EPR2, avec huit en option (décision cette année). Elle mentionne également la poursuite des travaux sur les réacteurs innovants, dont les RNR avant la fin du siècle.

C’est l’« effet falaise » dans les années 2030-2040 qui fait peur. Un trou de nucléaire avec, certes, des réacteurs prolongés au-delà de 50 ans, et qui devront ensuite s’arrêter et être démantelés.

Éolien : priorité au renouvellement, appels d’offres relancés

L’éolien terrestre est le grand perdant. Deux appels d’offres de 800 MW par an seront lancés à compter du premier semestre 2026. Un bonus pour le « repowering » — le renouvellement des parcs existants — doit être introduit, sous réserve de notification à la Commission européenne.

En mer, les appels d’offres 9 et 10 seront relancés « dès que possible », pour une attribution avant fin 2026. La filière a subi l’absence de PPE avec, par exemple, RWE qui a fermé sa filiale française chargée de répondre à l’AO10. L’objectif d’attribution reste compris entre 8 et 10 gigawatts (GW) pour l’AO10. Le calendrier glisse toutefois par rapport aux ambitions initiales.

Solaire : plafond maintenu jusqu’en 2028

Le photovoltaïque sera plafonné à 2,9 GW par an de puissance soutenue jusqu’à fin 2028 via appels d’offres et arrêtés tarifaires. Un appel d’offres de 300 MW pour le solaire sur bâtiments sera lancé immédiatement, annonce le ministre.

Après 2028, le schéma prévoit deux appels d’offres annuels de 1 GW pour le solaire au sol et trois de 300 MW pour les toitures. La répartition indicative vise 41 % des volumes sur petites et moyennes toitures et 54 % sur grandes installations (dont 38 % au sol). Un appel d’offres technologiquement neutre de 500 MW est maintenu d’après les premières annonces.

Nouvelle heure de gloire pour l’hydroélectricité ?

La PPE3 lui fait la part belle. Elle prévoit une augmentation des capacités de stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) de 1,7 GW d’ici 2030 (Montézic II pourra être débloqué), s’ajoutant à la capacité actuelle d’environ 5 GW. Du stockage bienvenu pour moduler offre et demande.

L’augmentation de la puissance des barrages en grande partie sur des installations existantes. 1,1 GW d’augmentation de puissance, cela fait de l’ordre de 610 MW sur des installations de plus de 4,5 MW, et 440 MW sur des installations de moins de 4,5 MW selon la PPE3. Combinée au déblocage législatif sur les concessions en cours, elle a de belles heures devant elle.

Le charbon n’est pas complètement enterré

Si la trajectoire vise une forte baisse des fossiles (de 60 % de la consommation en 2023 à 40 % en 2030, l’inverse pour l’électricité) dans la consommation d’énergie finale, la PPE3 acte le maintien sous cocon de certaines capacités charbon ou reconverties, pour garantir la sécurité d’approvisionnement. Le texte précise que ces installations pourront être mobilisées en cas de tension extrême, dans une logique de dernier recours. Elles ne sortent donc pas du jeu.

Qu’en est-il de l’hydrogène, la géothermie, l’hydrolien et la chaleur bas-carbone ?

La PPE3 confirme l’objectif de 4,5 GW d’électrolyse installés en 2030 pour produire de l’hydrogène bas carbone. La géothermie de surface (10 TWh) et profonde (6 TWh) ont leurs objectifs à 2030, comme les réseaux de chaleur (53 TWh en 2030), tandis qu’un appel d’offres hydrolien de 250 MW est prévu au Raz Blanchard, avec attribution d’ici 2030. Impossible toutes les mentionner, il ne semble pas y avoir d’énergie mise de côté a priori.

Que cette PPE3 fut politique et elle le reste. Un compromis de nucléaire massif et pas de moratoire/abandon des ENR avec un pari : la relance de la demande. Un plan est attendu et la PPE3 prévoit une clause de revoyure pour l’adapter à l’évolution de la demande… et à l’équilibre politique en place aux présidentielles de 2027.

L’article Tout savoir sur la PPE 3, le plan énergétique de la France jusqu’en 2035 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Avec 27,1 GWh installés en 2025, le stockage par batteries atteint sa douzième année de croissance record dans l’Union européenne. Avec plus de grandes batteries et moins de résidentiel.

+27,1 gigawattheures (GWh) de nouvelles capacités de stockage ont été installées dans l’Union européenne en 2025. C’est 45 % de plus qu’en 2024, ce chiffre est énorme, c’est un nouveau record annuel. Le parc atteint désormais 77,3 GWh, c’était moins de 8 GWh fin 2021. En quatre ans, la capacité européenne a été multipliée par dix, relève Solar Power Europe dans un rapport publié le 28 janvier 2026.

En 2025, pour la première fois, les batteries de grande taille connectées au réseau ont fourni la majorité des nouvelles capacités. Elles représentent 55 % des nouvelles batteries. Jusqu’ici dominé par le résidentiel, le marché bascule vers des installations de grande échelle. Alors pourquoi en installe-t-on autant ? Pour flexibiliser le système électrique. En 2025, le solaire a couvert près de 22 % de la production électrique en Espagne, plus de 15 % en Allemagne. Et pour limiter les heures à prix négatifs, 3,4 % du temps à l’échelle européenne, il faut absorber l’excédent de production.

Les batteries permettent aussi d’amener de l’inertie au réseau. Leur montée en puissance intervient alors même que le marché solaire ralentit, par un soutien public et des objectifs en baisse, selon la vraisemblable version de la PPE3 à paraître ces prochains jours.

Les installations à domicile peinent à être rentables

Les installations de batteries résidentielles (chez les particuliers) chutent de 6 %, à 9,8 GWh. L’investissement de départ pèse souvent trop lourd dans l’équation économique par rapport à ce qu’elles peuvent rapporter au ménage et à leur rémunération sur le trading et les services systèmes. Le ralentissement du solaire en toiture y contribue aussi. Le segment commercial et industriel progresse de 31 %, à 2,3 GWh, mais reste marginal avec seulement 8 % du marché annuel.

L’Allemagne reste en tête avec 6,6 GWh installés, devant l’Italie (4,9 GWh), relève Solar Power Europe. La surprise vient de la Bulgarie, troisième avec 2,5 GWh, où les soutiens publics sont forts. Les cinq premiers marchés totalisent 63 % des nouvelles capacités, contre près de 80 % un an plus tôt, preuve que le stockage progresse dans tous les pays et que le besoin est partout.

Sur le plan industriel, l’Europe dispose de 252 GWh de capacités potentielles de production de cellules, mais 92 % sont destinées aux véhicules électriques. Le stockage stationnaire ne représente que 8 % des usages.

L’article La capacité de stockage par batteries a explosé en Europe en 2025 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le gouvernement a publié aujourd’hui une version synthétique de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3), feuille de route qui fixe nos objectifs énergétiques jusqu’en 2035 avec priorité au nucléaire et léger ralentissement des renouvelables.

Cela faisait des mois qu’elle était attendue et que prospéraient les rumeurs. Ces rumeurs se sont affinées et sont en accord avec le texte du gouvernement : conforter le nucléaire tout en ralentissant légèrement la montée en puissance des renouvelables électriques, dans un contexte de consommation moins dynamique que prévu.

La PPE acte une électrification en sommeil. Le gouvernement baisse les ambitions de production pour éviter une surcapacité trop coûteuse.
Aujourd’hui, près de 60 % de la consommation finale d’énergie repose encore sur le pétrole et le gaz. L’exécutif vise une inversion de cette proportion au cours de la prochaine décennie, avec une part majoritaire d’énergie bas carbone dès 2030. L’électricité sera la clé, d’abord avec le nucléaire.

Nucléaire à fond, renouvelables au ralenti

Colonne vertébrale du système électrique français, la PPE 3 confirme la prolongation du parc existant et entérine la construction de 6 nouveaux réacteurs avec 8 optionnels. Les énergies renouvelables aussi, mais à un rythme plus lent que dans les versions précédentes du texte. Le solaire continue sa montée en puissance (48 GW à 2030 contre 19 GW en 2023), tout comme l’éolien terrestre (31 GW à 2030 contre 21,9 GW en 2023), avec une priorité donnée au renouvellement des parcs existants plutôt qu’à de nouveaux parcs. L’éolien en mer repartira avec de nouveaux appels d’offres à venir.

La feuille de route qui sera détaillée demain mentionne d’autres énergies comme la chaleur renouvelable et le gaz bas carbone, ainsi que l’hydroélectricité sur lesquelles nous analyserons tous les chiffres. Avec une clause de revoyure prévue dès 2027, date de la présidentielle, la PPE 3 ne sera figée qu’un an, « afin de permettre un ajustement fin de l’offre à la demande énergétique ».

L’article Enfin publiée, la nouvelle feuille de route énergétique plebiscite le nucléaire est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le dispositif d’aide à la rénovation énergétique MaPrimeRénov’ va enfin redémarrer. Annoncé le 6 février par le ministre du Logement, Vincent Jeanbrun, il avait été suspendu de nombreuses fois en l’absence d’approbation du budget.

La réouverture du guichet MaPrimeRénov’ est pour bientôt. Elle interviendra « dans les jours suivant la promulgation du budget 2026 », assure l’entourage du ministre Vincent Jeanbrun. Que ce soit les rénovations légères ou d’ampleur, tout est concerné. Toutefois, il faudra maintenant prendre un rendez-vous obligatoire avec un conseiller France Rénov’ avant de lancer un chantier. Le gouvernement veut limiter les fraudes et mieux accompagner les ménages dans leurs projets.

Depuis l’été dernier, le dispositif a été ponctué de fermetures et de réouvertures incessantes. La liste d’attente s’allonge, plus de 83 000 dossiers sont en attente d’instruction. L’arrêt du stop and go devrait réduire l’embouteillage. Mais il pourrait aussi générer un nouveau flux important, notamment pour les rénovations complètes.

Incertitude sur le budget total

Côté budget, le gouvernement annonce 3,6 milliards d’euros pour 2026. Mais le projet de loi de finances mentionne en réalité 1,9 milliard pour le programme, dont près des trois quarts sont destinés à MaPrimeRénov’. Pour combler l’écart, l’Agence nationale de l’Habitat (Anah) mobilise sa trésorerie, les recettes du marché carbone européen et les certificats d’économies d’énergie (CEE).

Finalement, le dispositif pourrait bénéficier de 2,7 milliards. Espérons que cette réouverture signe la fin des arrêts brutaux qui découragent les gestes écologiques, fragilisent la filière qui a besoin du soutien public.

L’article MaPrimeRénov’ rouvre enfin, après six mois d’interruption est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’accès au réseau électrique peut être un point de blocage pour les énergies renouvelables, certaines essuyant des refus.

En 2025, les volumes de projets éoliens terrestres autorisés sont en baisse (1,37 GW autorisés l’année dernière contre 1,5 GW en 2024 et 1,51 GW en 2023 selon le bureau d’études Wattabase) et les décisions de justice favorables aux développeurs se font plus rares. Les données accessibles montrent une baisse des autorisations et surtout un recul du nombre de projets débloqués par voie contentieuse.

Là où les juridictions administratives annulaient autrefois certains refus préfectoraux, elles semblent aujourd’hui plus réticentes à intervenir. Les professionnels du secteur s’en inquiètent. L’aspect juridictionnel est de plus en plus difficile à anticiper, fondé sur des appréciations subjectives liées au paysage, au voisinage ou aux impacts environnementaux.

Des goulots d’étranglement sur le réseau électrique

Un deuxième verrou fait obstacle aux producteurs d’énergies renouvelables : le raccordement au réseau électrique. Ils peuvent essuyer des refus ou des délais parfois longs pour accéder aux lignes électriques. Les transformateurs sont parfois à capacité maximale.

L’ancienne ministre de l’Environnement, Corinne Lepage, a poussé un coup de gueule en ce sens, dans les colonnes de Tecsol. Elle y voit un sérieux problème de conformité avec le droit européen. Celui-ci repose sur un accès non discriminatoire aux réseaux pour les producteurs d’électricité. Or, la multiplication des refus et l’opacité des critères techniques ralentissent mécaniquement le déploiement des énergies renouvelables.

Vers la fin du « premier arrivé, premier servi » ?

RTE est d’ailleurs en train de réfléchir à changer la règle du « premier arrivé, premier servi » en « premier prêt, premier servi ». Les retards de raccordement immobilisent des capitaux et dégradent la rentabilité des projets (les batteries stationnaires perdent, par exemple, les premières années les plus profitables). Les opérations de renouvellement de parcs existants, voire leur augmentation de puissance, sont parfois confrontées à des règles de raccordement encore disparates (les projets deviennent généralement plus petits).

Nous écrivions sur le cas allemand. Dans les Länder les plus fournis en éoliennes, les nouvelles autorisations font face à une saturation des réseaux et à l’acceptabilité locale en baisse.

L’article Ces interminables délais de raccordements au réseau qui freinent l’essor des énergies bas-carbone est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La filière des énergies renouvelables électriques en France est en crise. Après des années de croissance, de soutien public constant, la filière ne pensait pas vivre des plans sociaux, gels d’embauches et faillites.

La crise solaire de 2013 n’a guère laissé ses empreintes dans les politiques publiques. En Europe, premier marché mondial pour les panneaux photovoltaïques, la baisse des tarifs de rachat de l’électricité solaire décidée par les gouvernements avait fait plonger la demande.

Aujourd’hui, c’est une demande en électricité stagnante qui fait plonger la filière renouvelable, sans objectifs.

Les ENR, c’est 40 000 emplois. Lorsque le moratoire photovoltaïque avait été décrété, 25 à 30 % des emplois avaient été supprimés. Le choc pourrait être similaire si rien ne change aujourd’hui.

Une avalanche de nouvelles inquiétantes

La crise touche actuellement toutes les tailles d’entreprise. Greenunivers, dans une enquête passionnante, a recensé les mouvements d’effectifs dans différentes entreprises ENR. Boralex France a lancé un plan de sauvegarde de l’emploi, RWE réduit ses équipes offshore et Okwind annoncé un plan social.

Chez EDF Power Solutions, les recrutements sont gelés et plusieurs dizaines de contrats ne sont pas renouvelés. Chez TotalEnergies Renouvelables et Engie Green, des départs sont non remplacés.

Chez les PME, même situation critique. Elements pourrait perdre un quart à un tiers de ses effectifs et Voltalia a réduit les équipes de sa filiale « Maison Solaire ».

Des TPE comme Beem Energy et Vergnet ont ouvert des procédures judiciaires et plusieurs installateurs photovoltaïques ont fermé. Le segment des petites toitures solaires, très sensible aux baisses tarifaires, est loin d’être épargné.

Les profils de développement de projets (chefs de projet, chargés d’études environnementales, agent en charge de trouver le foncier) sont les plus exposés : 15 à 25 % de ces postes seraient menacés.

Pas de PPE, disparition de la filière craignent les syndicats

Les causes sont connues : retard de publication de la PPE, absence d’appels d’offres pour 2026, baisse des tarifs et incertitude politique. Les appels d’offres sont bloqués et le gouvernement laisse toujours planer le doute sur la date de publication de la PPE. Une mission Lévy-Thuot pour « repenser le soutien public aux énergies renouvelables et au stockage d’électricité », un plan pour relancer la demande en électricité, autant de moyens de temporiser employés par le gouvernement.

Selon l’avocat Arnaud Gossement sur Linkedin, la filière subit une « casse politique, industrielle et sociale ». Le SER, Enerplan et autres syndicats se mobilisent. Roland Lescure, ministre de l’économie, cherche à rassurer quant à la sortie de la PPE.

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Même si le chiffre d’affaires de Lhyfe progresse en 2025, proche de 10 millions d’euros, le producteur d’hydrogène vert prépare une réduction massive de ses effectifs, symptôme des difficultés structurelles du secteur, révèle La Tribune.

La trajectoire de Lhyfe montre les contradictions économiques de la filière de l’hydrogène vert. En 2025, l’entreprise nantaise a presque doublé son chiffre d’affaires, proche des 10 millions d’euros. L’entreprise communique plus sur sa performance financière que sur la suppression d‘emplois à venir.

Selon les informations de La Tribune, la start-up prévoit de supprimer près de la moitié de ses effectifs, soit une centaine de postes sur les 196 salariés. Le projet, annoncé aux équipes fin 2025, concernerait l’ensemble des métiers et plusieurs pays européens. Contactée par La Tribune, la direction confirme l’existence d’une procédure en cours sans en valider les ordres de grandeur.

L’H2 peine à trouver son marché

Lhyfe fait face à un contexte économique morose pour la filière. Son premier appel d’offres vient à peine d’être publié. Elle a bâti son développement sur la production d’hydrogène par électrolyse, à partir d’électricité renouvelable.

Trois sites sont aujourd’hui en service en France mais les débouchés tardent à se structurer. La Cour des comptes étrillait la stratégie française centrée sur les mobilités.

Et ce pari de la mobilité hydrogène n’a pas tenu ses promesses. Bus, poids lourds et utilitaires peinent (encore ?) à trouver leur marché. Le prix de l’hydrogène vert reste élevé, entre 10 et 20 euros le kilogramme. À titre de comparaison, l’hydrogène d’origine fossile s’achète à moins de 2 euros. En parallèle, les technologies de batteries électriques progressent rapidement, réduisant l’intérêt économique de l’hydrogène pour certains usages.

Lhyfe est contrainte d’abandonner plusieurs projets ou de les reporter, faute de clients ou de soutiens publics suffisants. L’entreprise entend désormais cibler prioritairement les usages industriels et les raffineries et d’autres marchés européens comme l’Allemagne et les pays scandinaves.

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Après des années de baisse, les prix des panneaux solaires montent et leur hausse pourrait s’accélérer en 2026.

Les matières premières flambent. Ce n’est pas une bonne nouvelle pour le prix des panneaux solaires. L’argent monte en flèche. Sa part dans le coût de production a explosé en deux ans. Les industriels tentent de réduire les quantités utilisées mais ses propriétés le rendent indispensable. Sans succès suffisant. Les hausses sont désormais répercutées sur les prix de vente.

La situation fragilise un secteur déjà sous tension. Les fabricants sortent de plusieurs années de guerre des prix. Les surcapacités, surtout en provenance de Chine, ont écrasé les marges des fournisseurs. Pour certains, augmenter les prix est une question de survie.

Fin des aides chinoises à l’export

La Chine accuse aussi le coup. Pékin mettra fin, le 1^er avril 2026, aux aides fiscales à l’exportation sur les panneaux solaires. Elle marque la fin d’une période de soutien massif à une industrie tournée vers l’export. Selon le grossiste PVXchange interrogé par GreenUnivers, les prix pourraient augmenter de 20 à 30 % sur certains segments.

Les usines chinoises accélèrent déjà les livraisons avant l’échéance. Puis les cadences devraient ralentir. L’offre pourrait se tendre rapidement.

La demande, elle, reste élevée. Les objectifs climatiques soutiennent le déploiement du solaire. Nous écrivions sur le record d’installation de panneaux en France, battu presque chaque année. L’électrification des usages, même si elle est lente, est en marche. Et la recherche d’indépendance énergétique renforce l’intérêt pour le photovoltaïque. Avec l’éolien, ils ont produit plus d’électricité que les fossiles.

Les alternatives technologiques existent. Certains industriels envisagent de remplacer l’argent par du cuivre. Mais les risques sont importants car cela impacte par exemple la durée de vie des panneaux et les garanties dépassent souvent vingt ans.

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Le marché gazier mondial passe de tendu à abondant. Les capacités de production et d’importation de gaz explosent et la demande progresse plus lentement que prévu (voire même baisse en Europe). La situation devient surcapacitaire.

Plus de 300 milliards de mètres cubes par an de nouvelles capacités de gaz naturel liquéfié (GNL) doivent entrer en service dans le monde d’ici à 2030. C’est colossal. C’est près de 80 % de la consommation annuelle de l’Union européenne. Jamais l’industrie gazière n’avait engagé autant de projets sur une période aussi courte. Les États-Unis concentrent près de la moitié de ces nouvelles capacités. Le Qatar et le Canada juste derrière. Ces investissements ont été décidés entre 2019 et 2023, dans un contexte de prix élevés et de fortes tensions géopolitiques. La guerre en Ukraine a servi de déclencheur.

En Europe, nous avons lancé des constructions à tour de bras. Aujourd’hui, les capacités d’importation de GNL dépassent largement nos besoins. En 2024, l’Union européenne et le Royaume-Uni ont consommé environ 380 milliards de mètres cubes de gaz contre plus de 450 milliards avant la crise. Près de 40 % de ces volumes provenaient du GNL.

Un terminal méthanier flottant bientôt abandonné

Et cette baisse de la demande s’installe dans la durée du fait de la sobriété énergétique rémanente, la fermeture d’industries et le remplacement par les renouvelables. Les prix se sont naturellement détendus. Le marché anticipe un gaz vendu autour de 25 euros le mégawattheure (€/MWh) en 2027, puis proche de 22 €/MWh en 2030.

Les premiers signes de surcapacités sont visibles. En France, l’État mettra fin à l’exploitation du terminal méthanier flottant du Havre le 8 mai 2026. Mise en service dans l’urgence, cette infrastructure peut décharger jusqu’à 5 milliards de mètres cubes par an. Elle a été très peu utilisée depuis 2023, au point que son maintien n’est plus jugé nécessaire dans un marché désormais détendu.

La France ne sera plus le hub européen ?

Dans le même temps, la France cherche à consolider son rôle de porte d’entrée du gaz en Europe. Depuis 2022, elle est devenue un point de transit, avec l’Espagne, et des prix du gaz hors taxes inférieurs à ceux de plusieurs pays voisins, plus des recettes permettant de financer les réseaux. Mais cette stratégie de « hub gazier » ne pourra peut-être pas durer.

En effet, certaines dispositions du projet de loi d’adaptation au droit de l’Union européenne prévoient des sanctions en matière de limitation des fuites de méthane. Frédéric Marin (président de France Gaz) juge ainsi que « les États-Unis, le Qatar et l’Algérie ne sont pas disposés à agir contre les fuites ».

Les États-Unis fournissent aujourd’hui 58 % du GNL importé par l’UE. Et cette dépendance inquiète Bruxelles. La Commission cherche à diversifier ses fournisseurs vers le Canada, le Qatar ou l’Afrique du Nord. Sans baisse rapide de la demande, la part du GNL américain pourrait atteindre 75 à 80 % d’ici à 2030. Jean-Luc Mélenchon s’est par ailleurs montré favorable à « remettre Nord Stream en route » pour « faire baisser d’un seul coup le prix de l’énergie en Europe », lui qui s’inquiète de la dépendance avec les EU.

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