L’équivalent de trois réacteurs nucléaires en éolien offshore rien qu’à Fécamp. Le gouvernement veut aller vite sur les appels d’offres (AO) renouvelables avec des priorités notamment sur le repowering éolien terrestre et le segment de l’autoconsommation photovoltaïque. Révolution Énergétique fait le point sur ces futurs appels d’offres à venir.

Les appels d’offres renouvelables étaient attendus depuis la sortie de la troisième programmation plurianuelle de l’énergie (PPE3), ce document phare qui fixe, filière par filière, les objectifs de déploiement de moyens de production d’énergie. Le gouvernement a ainsi dévoilé une vague d’appels d’offres pour accélérer le développement des énergies renouvelables, et l’éolien en mer s’en tire bien.

La PPE3 lui fixe des objectifs ambitieux : 15 GW d’éolien en mer d’ici 2035 puis 45 GW à l’horizon 2050, soit 20 % des besoins électriques du pays. Si 2 gigawatts (GW) d’éolien offshore sont déjà en service, et 5,6 GW en développement ou construction, c’est un raz-de-marée qui est annoncé. L’État va mettre en concurrence dix nouveaux parcs éoliens en mer, fusionner les AO9 et 10 pour une capacité totale d’environ 10 GW.

La puissance d’une centrale nucléaire au large de Fécamp

Ces projets seront répartis sur les façades maritimes françaises : trois fois 1350 MW au large de Fécamp (Seine‑Maritime), deux en Bretagne (1200 et 500 MW), quatre en Méditerranée (3,2 GW) et un près de l’île d’Oléron (Charente‑Maritime, 1200 MW). La moitié des capacités sera en éolien posé, technologie classique, et l’autre moitié en éolien flottant pour des zones plus profondes.

Alors que la PPE3 prévoit une clause de revoyure, sur fond de présidentielles, le gouvernement veut aller vite et dévoiler des lauréats fin 2026 ou début 2027. Pour la première fois, le cahier des charges introduit des critères de « résilience d’approvisionnement » pour favoriser des chaînes d’approvisionnement européennes. Tarif final cible : 100 euros le mégawattheure, ce qui est plutôt élevé.

Pour l’éolien terrestre, deux appels d’offres en 2026 viseront 800 MW avec une priorité donnée au repowering, qui consiste à renouveler les parcs existants avec des machines plus puissantes, et facilité pour les nouveaux parcs terrestres avec moins systématiquement une étude d’autorisation environnementale.

Le solaire fait grise mine

Le photovoltaïque est en quelque sorte le perdant, avec 925 MWc de parcs au sol visés en 2026. Le gouvernement cherche à favoriser l’autoconsommation et les appels d’offres intégreront, comme les éoliennes, des critères de compétitivité et d’origine des composants pour soutenir l’industrie européenne.

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La hausse des prix de l’essence a permis à l’Etat d’engendrer des recettes supplméntaires de TVA. Et le gouvernement a eu une idée : réaffecter ce surplus à l’électrification alors qu’un grand plan est attendu.

Quel dilemme : comment se passer des fossiles et électrifier sans creuser la dette ? Eh bien, la boucle semble être bouclée. Et si la hausse des prix des carburants, qui permet à l’Etat de dégager des recettes, permettait de financer un grand plan pour se passer partiellement de ces mêmes fossiles ? Une idée portée par Sébastien Lecornu, qui propose de financer les premières mesures du plan, actuellement en cours d’arbitrage et dont la sortie, initialement attendue pour cette semaine, devrait intervenir la semaine prochaine.

« Nous ne pouvons pas verser une pluie de milliards d’euros chaque année dont nous n’avons pas le début d’un centime (…). Le premier ministre a été extrêmement clair : il n’y a pas de cagnotte quand on a un déficit à 5,1 % du PIB [produit intérieur brut] », a insisté David Amiel. Le ministre chargé des comptes publics tacle les opposants qui veulent que l’Etat ne profite pas de la crise (M. Le Pen) et que l’argent soit rendu aux français (L. Wauquiez).

Financer des pompes à chaleurs et bornes de recharge

Au-delà de la mini-polémique, plusieurs mesures du plan ont déjà fuité dans la presse. Dans le bâtiment, un appel à manifestation d’intérêt pourrait structurer des offres intégrées de pompes à chaleur (installation, solution et financement). Dans les transports, le soutien à l’électrification du parc pour certains métiers (les infirmiers libéraux et aides-soigants) cibles et au déploiement des bornes de recharge figure parmi les priorités.

« La question n’est plus que climatique, elle touche désormais à l’intérêt national » assure S. Lecornu dans la lettre envoyée aux ministres que Contexte a pu consulter. Alors que la France ambitionne de passer de 40 à 60 % d’électricité dans la part finale d’énergie consommée, le soutien public va devoir impulser une demande électrique atone et une électrification poussive. Notre poisson d’avril n’était finalement pas si farfelu.

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Même en période de surproduction, la France continue de brûler du gaz pour produire de l’électricité. Été comme hiver, un minimum journalier de production par la filière gaz est maintenu.

« La France brûle du gaz pour produire son électricité… Mais pourquoi ? » s’émeut Frédérik Jobert, un expert en énergie, sur son profil Linkedin. Et de prendre un exemple : « vendredi 27 mars, entre 1,7 et 3 gigawatts (GW) d’électricité ont été produits par la filière gaz en France. Normal, me direz-vous, il faisait froid ! Pourtant, mardi 24 mars, journée douce, la situation n’est guère différente : les centrales à gaz produisent encore 1,3 GW au plus fort de la production solaire, alors que le prix spot est à 0 € entre 10h et 17 h !»

Relevés 2025‑2026 publiés par RTE à l’appui, le membre du comité exécutif de NW, géant des batteries stationnaires en France, n’en revient pas. Sur certaines journées de mars, alors que le nucléaire baisse sa production et que 5 GW d’énergies renouvelables doivent être écrêtés, les centrales à gaz produisent encore et toujours. Par ailleurs, leur production pendant les pics de consommation n’évolue pas sensiblement.

Des centrales à gaz en cogénération subventionnées qui tournent en permanence

Comment se fait-il alors que ces centrales à gaz, coûteuses et carbonées, tournent régulièrement ? Les centrales à cycle combiné gaz (CCG) et turbines à combustion fonctionnent en moyenne à un prix de 110 euros le mégawattheure (€/MWh) et démarrent généralement en dernier recours. Elles fixent le prix du merit order, l’ordre dans lequel les centrales sont appelées : d’abord les renouvelables, puis le nucléaire et enfin les centrales thermiques (gaz, fioul, charbon). Lorsque le réseau est tendu et que la plupart des moyens de production ont été appelés, il ne reste plus que les centrales à énergie fossile, coûteuses. Toutefois, ce mécanisme est assez peu utilisé en dehors des pics de consommation hivernaux, et n’explique donc pas pourquoi l’on utilise toujours du gaz même lorsqu’il n’est pas indispensable.

Les grandes centrales ne sont pas les seules à produire de l’électricité avec du gaz. En France, il existe de nombreuses unités de cogénération subventionnées ou liées à l’industrie dont le prix est fixé à 70 €/MWh. C’est le soutien public qui vole à leur rescousse et leur assure ce tarif sur 10 à 15 ans. Elles ne sont donc pas influencées par les prix du marché de gros. Elles produisent quoi qu’il arrive, à une puissance plutôt constante et en continu, d’où la bande verte observable sur le graphique ci-dessous. Le jaune correspondant aux turbines à combustion précédemment évoquées.

Production par filière gaz – NW

Prix capturé par les centrales à gaz – NW

La CSPE au secours des centrales à gaz

La contribution au service public de l’électricité (CSPE) aujourd’hui devenue l’accise, payée par les factures des consommateurs, finance le fonctionnement des cogénérations l’hiver. Et même après l’arrêt des obligations d’achat pour les nouvelles installations, les centrales existantes continuent de percevoir des revenus via la CSPE. Les centrales ne sont donc, pour certaines, pas exposées aux signaux prix marché et donc tournent en permanence.

Le mécanisme de capacité : être payé sans produire

Le mécanisme de capacité, opérationnel depuis 2017, garantit que le système dispose d’assez de moyens disponibles lors des pics de consommation, surtout en hiver. Les fournisseurs doivent acheter des certificats proportionnels à la consommation de leurs clients, et les producteurs, y compris les centrales à gaz, sont rémunérés pour leur disponibilité indépendamment de la production réelle (il y a une rémunération puissance disponible et une rémunération énergie qui correspond à l’activation).

Une centrale de 500 MW peut ainsi percevoir plusieurs dizaines de millions d’euros par an simplement pour rester prête à produire. Ce mécanisme crée une opportunité économique qui incite à produire ou à rester disponibles, même hors pic de consommation.

Une production flexible mais parfois « hors besoin »

Cette combinaison explique pourquoi, même en période de faible consommation, le gaz continue de tourner. Certaines cogénérations captent des revenus garantis grâce à leur obligation d’achat et les cycles combinés participent peu au marché. Pour autant, et même si les hivers seront de moins en moins rigoureux, ces centrales peuvent être activées dans les réserves, par exemple aFRR et mFRR. Elles équilibrent le réseau lors des pointes de consommation dans le cadre du mécanisme de capacité. Mais cette base de gaz, inscrite toute l’année sur Éco2mix, doit progressivement disparaître. C’est en tout cas le travail du gouvernement, pour sortir ces centrales polluantes qui n’ont aucune raison d’assurer une base de production.

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Omnegy, un courtier qui promettait de trouver bénévolement le meilleur contrat d’électricité et de gaz pour les Restos du Cœur, aurait ponctionné plus de 400 000 euros, révèle une enquête de La Tribune.

L’histoire commence comme un geste de solidarité. Entre 2022 et 2025, le courtier en énergie Omnegy tend officiellement la main aux Restos du Cœur pour leurs achats de gaz et d’électricité, pour plus de trois cents de leurs sites. Une prestation présentée comme gratuite, pour la bonne cause. Les volumes que consomme l’association sont énormes d’après les chiffres collectés par Marine Godelier, journaliste de La Tribune. Ce sont près de 8 200 MWh d’électricité et 3 200 MWh de gaz par an. Le problème est que ce contrat a été négocié en pleine crise énergétique, au moment où l’électricité atteignait près de 600 euros le mégawattheure (€/MWh) contre 100 à 150 €/MWh aujourd’hui.

Officiellement, Omnegy ne facture pas ses services. Mais l’enquête de La Tribune révèle que la rémunération du courtier est en réalité intégrée directement dans les prix de l’énergie sous forme de commissions, logique pour un courtier, mais pas dans leur niveau. Omnegy se servirait grassement, de 16 à 19 €/MWh pour l’électricité et de 7 à 11 €/MWh pour le gaz, là où les standards de marché se situent plutôt entre 1 et 2 €/MWh.

Entre 400 000 et 500 000 euros de commissions

Au total, ces commissions auraient représenté, écrit-elle, entre 400 000 et 500 000 euros. Une somme d’autant plus gigantesque qu’elle intervient au moment où les Restos du Cœur alertent publiquement sur leurs difficultés financières. Ces commissions sont perçues dès la signature des contrats sur la base des volumes estimés. Le courtier s’assure donc un paiement certain, indépendant de la consommation réelle.

C’est finalement le fournisseur sélectionné par Omnegy, ekWateur, qui engage une petite renégociation. Le prix de l’électricité est revu à la baisse, de 630 €/MWh à 574 €/MWh et un don de 100 000 euros sur trois ans est versé. Finalement, eKwateur a choisi de rompre ses relations commerciales avec Omnegy et les Restos du Cœur ont cessé leur collaboration avec le courtier. Ni Omnegy ni l’association n’ont répondu aux sollicitations de La Tribune.

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Le goulot d’étranglement sur la production du pétrole n’est rien devant la mainmise de la Chine sur les technologies bas carbone, analyse l’Agence internationale de l’énergie (AIE).

L’Agence internationale de l’énergie a voulu chiffrer à quel point la Chine domine les technologies propres dans un rapport paru hier. Ce n’est pas une surprise, la Chine contrôle aujourd’hui l’ensemble des chaînes d’approvisionnement des panneaux solaires, batteries, éoliennes, pompes à chaleur ou électrolyseurs. Elle concentre entre 60 % et 85 % des capacités de production mondiales.

Elle est même en quasi-monopole sur certains segments, où les industries chinoises produisent 85 % des cellules photovoltaïques et des anodes de batteries, par exemple. Le pays produit plus de 70 % du lithium, du cobalt, du graphite et des terres rares. Autre chiffre éloquant : le reste du monde ne peut satisfaire moins de 25 % de la demande sans la Chine.

La comparaison avec les énergies fossiles et l’OPEP montre la nouvelle concentration à venir. Les 13 États membres de l’organisation des pays exportateurs de pétrole produisent 33 % de l’or noir mondial et 15 % du gaz. C’est sans commune mesure avec la Chine sur les nouvelles technologies vertes.

La Chine peut décider de bloquer

Cette dépendance n’est malheureusement pas une bonne nouvelle. Une interruption d’un mois des exportations chinoises dans la chaîne des batteries entraînerait 17 milliards de dollars de pertes de production pour l’industrie automobile mondiale.

Dans le solaire, une perturbation similaire priverait les fabricants hors Chine d’environ 1 milliard de dollars de production mensuelle. C’est le fruit d’un investissement massif de Pékin, qui a structuré des filières complètes, a su sécuriser ses approvisionnements en profitant des abondants gisements de terres rares sur son sol, et soutenu ses industriels. L’AIE rappelle que le nouvel OPEP des technologies vertes, c’est la Chine.

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Un musée, à Bayonne, recourt à la géothermie pour maintenir une température ambiante optimale pour ses œuvres d’art. Une installation inédite pour ce genre d’usage.

Après quatorze ans de fermeture pour rénovation, le musée Bonnat-Helleu situé à Bayonne (Pyrénées-Atlantiques) a rouvert fin 2025. Il a doublé sa surface d’exposition mais surtout, le musée a une installation géothermique flambant neuve, pour conserver parfaitement ses collections. La ville de Bayonne a mis 28 millions d’euros sur la table pour moderniser entièrement les installations de chauffage, ventilation et climatisation. Le lot « génie climatique » a été attribué à Axima, entité du groupe Equans.

Le système est constitué de deux thermofrigopompes (l’une des nombreuses façons de désigner une pompe à chaleur). Elles exploitent les calories du sous-sol via des forages réalisés à une quarantaine de mètres de profondeur à proximité du bâtiment. Chaque équipement développe une puissance d’environ 400 kilowatts (kW), en chaud comme en froid.

Une température et humidité à contrôler

Huit centrales de traitement d’air prennent le relais, associées à un réseau de capteurs déployés dans les salles. L’ensemble permet de maintenir une température stable dans une trentaine d’espaces d’exposition. La température y est régulée entre 20 et 23°C et l’humidité entre 50 et 55 %. C’est un standard dans les musées pour des tableaux ou œuvres en bois.

Avant la rénovation et l’installation de la géothermie, le musée fonctionnait avec des systèmes classiques alimentés en gaz et en électricité, sans pilotage aussi fin de la température et de l’humidité. C’est une prouesse d’autant que le bâtiment est classé et date du XIXᵉ siècle. Les travaux ont dû respecter des contraintes d’aménagement et de discrétion des équipements.

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La Commission de régulation de l’énergie rapproche du temps réel le laps de temps qu’a RTE pour équilibrer à chaque demi-heure le réseau électrique, se rapprochant toujours de la gestion temps réel.

Prévue par la réforme européenne du marché de l’électricité de 2024, l’équilibrage jusqu’à 30 minutes avant la livraison (le T-30) n’entrera en vigueur en France qu’en 2029. Selon la CRE, c’est une « évolution significative en termes d’exploitation » qui « impose de repenser l’organisation actuelle des marchés de l’équilibrage ». Première évolution validée : la révision des méthodes de dimensionnement des réserves rapides et complémentaires, mobilisées pour restaurer la fréquence du réseau. Ce sont les réserves qui sont activées, par ordre de rapidité d’activation et d’apport au maintien ou à la restauration de la fréquence, pour s’assurer que, chaque jour, la production d’électricité soit égale à la consommation.

La Commission de régulation de l’énergie valide une approche plus dynamique et probabiliste, dans laquelle RTE, le gestionnaire du réseau électrique, doit déterminer ses besoins d’équilibrage (dépendant des centrales disponibles et de ses prévisions de consommation), en tenant compte de leur variabilité croissante à court terme. Le dimensionnement ne repose donc plus uniquement sur des scénarios extrêmes (RTE prend beaucoup de marge pour équilibrer et cela coûte plus cher), mais sur une analyse plus fine des déséquilibres effectivement observés.

Le régulateur valide également l’introduction d’un dimensionnement explicite de la réserve rapide à la baisse (consommer le surplus d’électricité ou réduire la production) lié notamment aux injections excédentaires du solaire sur le réseau.

Des produits de marché rapprochés du temps réel

La seconde délibération de la CRE porte sur les modalités de contractualisation. La CRE approuve la création d’un nouveau produit capacitaire attribué via des appels d’offres journaliers. Ce mécanisme vise à « développer progressivement de nouveaux gisements d’équilibrage plus flexibles », capables d’intervenir sur des horizons très courts. La flexibilité de la demande a notamment le vent en poupe : les ménages peuvent avoir des appareils très consommateurs, comme un véhicule électrique, un chauffe-eau, tous pilotables à distance, comme ce que fait la startup Symphonics.

Dans un cadre T-30, les besoins d’équilibrage se matérialisent plus tardivement et exigent des actifs à forte réactivité, là où les dispositifs existants, souvent contractualisés à plus long terme, apparaissent moins adaptés (centrales à gaz). La CRE précise qu’elle sera attentive à ce que l’émergence de ces nouvelles flexibilités se fasse « à un coût maîtrisé pour la collectivité ».

Pourquoi ces deux délibérations à horizon 2029 ? Les déséquilibres tendent à se concentrer sur des horizons de plus en plus proches du temps réel, sous l’effet de la variabilité des productions renouvelables et des incertitudes de prévision météorologiques associées. Dans le même temps, la réduction de l’inertie du système (avec l’effacement progressif des centrales à turbines type gaz, nucléaire, charbon au profit de l’électronique de puissance des ENR) accroît la sensibilité de la fréquence aux écarts instantanés, justifiant ainsi le besoin de réserves rapidement mobilisables.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a confirmé, dans une délibération publiée le 10 mars, que le versement nucléaire universel (VNU) ne sera pas déclenché en 2026.

Sans surprise, la CRE fixe à zéro, dans une délibération, le tarif unitaire de minoration, autrement dit la réduction potentielle des factures d’électricité financée par les revenus du parc nucléaire d’EDF. L’État ne ponctionnera pas les revenus d’EDF tirés du nucléaire, étant inférieurs aux seuils de taxation prévus par le remplaçant de l’Accès régulé au nucléaire historique (Arenh).

Redistribuer les bénéfices excessifs aux consommateurs

D’où vient le VNU ? Il succède à l’Arenh, définitivement arrêté fin 2025. Pendant plus d’une décennie, l’Arenh a permis aux fournisseurs alternatifs d’acheter une partie de la production nucléaire d’EDF à un prix régulé fixé à 42 €/MWh. Un dispositif de plus en plus critiqué, notamment pour son inadéquation avec les niveaux de prix récents et pour les tensions qu’il créait sur le marché.

Or, le principe du VNU est radicalement différent et surtout le problème est inversé : plutôt que de réguler les volumes vendus, il vise à redistribuer aux consommateurs une partie des revenus du nucléaire lorsque ceux-ci dépassent certains seuils. Concrètement, si EDF vend son électricité à des prix élevés sur les marchés, une fraction de ces gains est captée et reversée sous forme de baisse de facture. À l’inverse, si les prix restent modérés, aucun mécanisme de redistribution ne s’active.

Le prix actuel de l’électricité ne permet pas d’activer le VNU

Pour 2026, les conditions ne sont pas réunies. Sur la base des prévisions de production et de commercialisation d’EDF, la CRE estime que le revenu moyen tiré du nucléaire atteindra environ 66 euros du mégawattheure (€/MWh). Un niveau bien inférieur au premier seuil de déclenchement, fixé à 78 €/MWh, et encore plus éloigné du plafond supérieur de 110 €/MWh. Dans ces conditions, aucune ponction sur les revenus de l’électricien public n’est prévue, et donc aucune minoration des factures pour les consommateurs.

Après les pics des prix observés en 2022 dans le sillage de la crise énergétique européenne, les prix ont largement baissé. L’Arenh était critiqué pour vider les poches d’EDF, son remplaçant le VNU le protège bien mieux désormais, avec des prix baissiers.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié le 19 mars une note sur l’évolution des mécanismes de soutien au photovoltaïque et ouvre la voie à une intégration plus systématique du stockage dans les appels d’offres.

Une note de la CRE pour penser à réformer le soutien public au solaire, dans un contexte de financement public décrié : mission Lévy-Thot, rapport de la Cour des comptes… Les heures de prix négatifs augmentent et les volumes d’énergie solaire écrêtés aussi, dégradant à la fois la rentabilité des installations solaires et la soutenabilité des charges de service public.

Le régulateur français argue que le problème vient du calcul du complément de rémunération. Pour les installations lauréates des appels d’offres, le soutien public repose sur un prix de marché de référence, dit M0, construit à partir d’un profil de production solaire national. Concrètement, les prix spot sont pondérés par les heures de production du photovoltaïque, ce qui permet d’estimer un prix capté moyen (production × prix pour chaque quart d’heure de la journée). Or, avec la cannibalisation des prix par le solaire (la fameuse cloche solaire ou duck curve), ce mécanisme tend à intégrer structurellement des prix faibles, voire négatifs puisque la production est concentrée sur les mêmes plages horaires.

Vers un changement du mode de calcul du tarif M0

La CRE propose ainsi d’arrêter ce mode de calcul en remplaçant le M0 profilé par une moyenne simple des prix spot mensuels. Ce changement technique modifie les incitations économiques : le producteur n’est plus rémunéré en fonction d’un prix capté passivement, mais en fonction de sa capacité à s’écarter de la moyenne du marché, donc à décaler sa production et ce, avec une batterie. Le M0 devrait augmenter et le complément de rémunération diminuer.

Dans ce nouveau cadre, l’hybridation avec des batteries prend tout son sens. En stockant l’électricité produite en milieu de journée pour la restituer en soirée, lorsque les prix sont plus élevés, l’exploitant peut améliorer significativement sa valorisation et donc son prix capté. La note évoque aussi la nécessité d’adapter les règles applicables en cas de prix négatifs. Aujourd’hui, le complément de rémunération peut être suspendu au-delà d’un certain nombre d’heures négatives, ce qui introduit une forme de risque sans pour autant encourager une réelle flexibilité. La CRE envisage de revoir ces modalités afin d’inciter les producteurs à éviter l’injection lors de ces périodes.

Le solaire doit devenir flexible

La PPE évoquait timidement l’hybridation des parcs solaires. Ici, la CRE montre son intérêt à remplacer les dispositifs actuels, centrés sur le photovoltaïque seul, par des appels d’offres hybrides intégrant une batterie.

Le solaire doit se flexibiliser, avec sa participation au mécanisme d’ajustement (baisse de sa production et flexibilité rémunérée) et avec sa vente décalée grâce à une batterie colocalisée. Mais attention, une batterie colocalisée ne fera pas que du load-shifting (déplacement de la production solaire) mais aussi des services systèmes et du trading, comme si elle était seule, sinon elle serait difficilement rentable.

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Le gouvernement français a confirmé, lors du cinquième conseil de politique nucléaire le 12 mars, que le Livret A financera en partie le programme des nouveaux réacteurs EPR2.

L’épargne des Français au service d’un grand projet : celui de construire les six nouveaux réacteurs nucléaires EPR2 déjà actés et huit autres optionnels. Mais en quoi peut-il aider à le financer ? Le Livret A est une épargne colossale constituée par 58 millions de Français, qui représente un pactole dormant de 449 milliards d’euros. Le chef de l’État souhaite le mettre au service du programme EPR2, dont le coût est évalué autour de 72 milliards d’euros selon la dernière estimation d’EDF, pour les six premières tranches.

Concrètement, la Caisse des dépôts, gestionnaire du livret A, accordera un prêt bonifié à EDF couvrant 60 % du coût total du programme sur les centrales nucléaires de Penly, Gravelines et Bugey. C’est la stabilité et le faible coût de l’épargne du Livret A, adaptée à des projets d’infrastructures lourdes et à long terme, qui justifient son recours par l’État.

Une épargne auparavant au service du logement social qui va devoir être partagée

Pour les épargnants, c’est la même sécurité d’épargne : le Livret A garde sa disponibilité et sa garantie de l’État. Ce qui change, en revanche, c’est l’usage de l’argent : une partie des dépôts historiques, auparavant dédiée au logement social et aux collectivités locales, va être, là, mobilisée pour le nucléaire.
Cette concurrence possible entre financement du nucléaire et logement social déplaît à certaines associations, ce à quoi le gouvernement assure que le programme ne mettra pas en danger les missions traditionnelles du Livret A.

Parallèlement, dans ce conseil de politique nucléaire, les grandes lignes du programme EPR2 et le calendrier d’investissement ont été validés avec une première mise en service prévue d’ici 2038. Il a également approuvé le programme aval du futur d’Orano pour renouveler les installations de retraitement et d’entreposage des combustibles nucléaires pour la cohérence du parc actuel avec les futurs EPR2.

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Au sommet mondial sur le nucléaire le 10 mars à Paris, la présidente de la Commission européenne, Ursula von der Leyen, a changé d’avis sur le nucléaire, comme E. Macron lors de son premier mandat.

« L’Europe a commis une erreur stratégique en se détournant du nucléaire », a déclaré la présidente allemande de l’exécutif en ouverture du sommet sur le nucléaire auquel participaient plusieurs dizaines d’États et d’acteurs du secteur. Selon elle, le système énergétique « le plus efficace » repose sur une combinaison entre nucléaire et renouvelables : le premier offrant une énergie « fiable et à faibles émissions » et les seconds étant « moins chers mais fluctuants ».

Cette prise de position est une première. Longtemps, la Commission européenne s’est montrée prudente sur l’atome, privilégiant les énergies renouvelables dans ses grandes stratégies énergétiques et climatiques.

Longtemps la France a dû batailler pour imposer le nucléaire

Agnès Pannier-Runacher doit se souvenir de la bataille sur la notion d’hydrogène décarboné (et l’inclusion de celui produit à partir du nucléaire) et de la baisse de la part du nucléaire dans le mix électrique, sont autant d’exemples où le bras de fer a été perdu par la France face à l’Allemagne ou l’Autriche.
La guerre en Ukraine, en Iran, le Covid sont depuis passés par là. L’électrification a aussi contribué à reconsidérer le rôle du nucléaire dans leur mix énergétique. Dans ce contexte, Bruxelles cherche désormais à encourager les nouveaux réacteurs.

Mme. Von der Leyen veut faire de l’UE « un pôle mondial du nucléaire de nouvelle génération ». La Commission a présenté le même jour une stratégie visant à accélérer le déploiement des petits réacteurs modulaires (SMR), une technologie plus acceptable. La Commission a également annoncé la mobilisation de 200 millions d’euros de garanties pour soutenir ces projets, via différents instruments européens. L’objectif est de réduire les risques pour les investisseurs et d’attirer davantage de capitaux privés dans la filière.

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Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité français RTE a présenté ses résultats 2025 : augmentation de l’activité, des résultats financiers en hausse et une électrification avec des demandes de raccordement à tout va.

Les raccordements, grosse activité de RTE, ont progressé de 60 % par rapport à 2024. RTE a transmis plus de 460 propositions techniques et financières et réalisé plus de 3 800 études exploratoires, c’est le double de l’année précédente, explique-t-il dans son communiqué de presse à l’annonce des résultats. Ces analyses sont obligatoires pour les porteurs de projets et permettent d’évaluer la faisabilité d’un raccordement avant une demande formelle. La transformation de l’essai est quand même limitée. En 2025, 28 projets de consommation ont signé une convention de raccordement, un niveau stable par rapport à l’année dernière.

Un demi-milliard d’euros de résultat net

Sur le plan financier, RTE affiche un résultat net de 554 millions d’euros contre 171 millions en 2024, malgré la hausse des charges d’exploitation liées notamment à la gestion des congestions et à l’équilibrage du système électrique. Le chiffre d’affaires atteint 6,6 milliards d’euros contre 5,6 milliards un an plus tôt. Les recettes issues du TURPE ont représenté 4,78 milliards d’euros. Les revenus liés aux interconnexions ont atteint 1,67 milliard d’euros (+41 %) grâce à un niveau record d’exportations d’électricité et aux écarts de prix avec les pays voisins.

Pour financer la montée en puissance de ses investissements, RTE a poursuivi ses levées de fonds en 2025. L’entreprise a émis deux obligations vertes pour un total de 1,75 milliard d’euros. Elle a également obtenu un prêt de 800 millions d’euros de la Banque européenne d’investissement pour l’interconnexion du Golfe de Gascogne et un prêt d’un milliard d’euros auprès de la Banque des Territoires. Le marché obligataire devrait être sollicité au moins deux fois en 2026.

« Premier prêt, premier servi » pour les demandes de raccordement

RTE souhaite également faire évoluer les règles de raccordement pour sortir de l’embouteillage actuel. Une consultation publique est en cours jusqu’au 20 mars pour introduire une logique de « premier prêt, premier servi » plutôt que premier arrivé, premier servi, avec la possibilité de demander des preuves d’avancement aux porteurs de projets.

Parallèlement, de nouvelles règles d’exploitation du réseau doivent entrer en vigueur au printemps 2026 afin de mieux gérer la flexibilité des installations renouvelables et d’éviter l’arrêt simultané de nombreuses centrales lorsque les prix de marché tombent en prix négatifs. Pour 2026, la priorité reste le raccordement des grands pôles industriels électrifiés, notamment à Dunkerque, au Havre et à Fos-sur-Mer. RTE prévoit d’y consacrer plus de 4,2 milliards d’euros d’investissements, un programme que vient d’approuver la Commission de régulation de l’énergie.

La CRE valide une augmentation des moyens de RTE

La Commission de régulation de l’énergie a approuvé, dans une délibération fin février, le programme d’investissements 2026 de RTE. Le régulateur valide une enveloppe de 4,24 milliards d’euros, + 27 % / 2025. Cela concerne les projets de raccordement de nouveaux utilisateurs et d’adaptation du réseau (+394 millions d’euros), le renouvellement des infrastructures existantes (+154 millions) ainsi qu’au programme de raccordement des parcs éoliens en mer (+106 millions).

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L’électrification des poids lourds passe par une électricité abordable et un accès suffisant au réseau électrique. C’est ce que la startup française Decade Energy propose de faire.

Puissance de raccordement insuffisante, délais administratifs, volatilité des prix de l’électricité : la startup française Decade cherche à transformer ces contraintes en opportunités de jouer avec les marchés et de faire baisser le prix de la recharge des poids lourds électriques. Créée à Paris, l’entreprise développe et finance des infrastructures de bornes de recharge haute puissance et des batteries stationnaires.

La batterie se rémunère sur le réseau électrique et fait baisser le prix de la charge

L’idée n’est pas seulement d’installer des chargeurs mais de transformer les dépôts en micro-systèmes énergétiques capables de lisser leur consommation et de réduire leur exposition aux pics tarifaires, tout en se rémunérant avec les services systèmes fournis au réseau et le trading.
Concrètement, Decade déploie des batteries couplées à des bornes de recharge rapide. L’électricité peut être achetée lorsque les prix sont bas, stockée, puis restituée au moment de la recharge des camions ou lors des périodes de tension sur le réseau. Pour faire baisser le prix de la recharge, la société s’est associée à l’agrégateur suisse Axpo, afin d’accéder au marché spot et d’optimiser les revenus de la batterie.

Selon l’entreprise, ce modèle permet de réduire jusqu’à 30 % le coût de la recharge sur certains sites et d’atteindre un retour sur investissement en cinq ans pour un dépôt d’une vingtaine de camions électriques. Des chiffres qui restent à confirmer à mesure que les projets entreront en exploitation.
Un premier démonstrateur est en cours de finalisation chez Renault Trucks à Gennevilliers. Cette borne de recharge est une sorte de JBOX, un système de stockage avec des petites batteries réparties sur le territoire, opérée par l’entreprise NW devenue le leader du stockage par batterie en France.

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Les prix du gaz naturel en Europe flambent avec l’arrêt de la production de gaz naturel liquéfié au Qatar suite aux attaques iraniennes. Il entraîne dans sa flambée celui de l’électricité sur les marchés, sans conséquence pour l’instant sur les factures des abonnés aux offres classiques.

La bourse du gaz (TTF) a bondi en quelques heures à 47 euros le mégawattheure (€/MWh) alors qu’elle s’établissait à 30 €/MWh en février. À l’origine de cette explosion des prix, l’attaque des États-Unis et d’Israël à laquelle l’Iran répond. L’Iran a bombardé le complexe Ras Laffan et Mesaieed au Qatar, forçant l’entreprise nationale à stopper sa production. Le Qatar est le sixième producteur mondial de gaz fossile dans le monde.

Le trafic maritime dans le détroit d’Ormuz, passage stratégique pour une partie des exportations mondiales de pétrole et de GNL, est paralysé. Par ailleurs, les stocks de gaz en Europe sont actuellement inférieurs à la normale pour la saison, autour de 30 % de remplissage contre 40 % l’année dernière.

Un rappel à notre dépendance aux énergies fossiles

Le gaz reste un combustible marginal lorsqu’on regarde la production totale d’électricité (3 % de la production en France, 17 % en Europe). Paradoxalement, il est indispensable pour sécuriser le réseau en dernier recours. Et lorsqu’une centrale à gaz est activée, c’est généralement elle qui fixe le prix. Ainsi, le coût de production de l’électricité réagit rapidement à celui du gaz.

On observe présentement cet effet. Même en France, un pays à forte production nucléaire, les prix spot observés sont parmi les plus élevés le matin et le soir par rapport à nos voisins européens alors qu’en journée, ils sont parmi les plus faibles grâce à la production solaire. Le 4 mars à 8 h, par exemple, le mégawattheure d’électricité sur le marché Spot atteignait 291 €, contre 97 €/MWh une semaine auparavant à la même heure. Le prix moyen quotidien est passé de 17,7 €/MWh les derniers jours précédents le conflit iranien à 72,5 €/MWh depuis.

L’impact est limité pour le moment

Sur les consommateurs, l’impact direct devrait rester limité. Hormis pour les contrats indexés sur les marchés de gros qui pourraient voir leurs tarifs augmenter lors des prochains renouvellements notamment pour les gros industriels. L’effet sur les factures des ménages dépendra de plusieurs facteurs : la durée des tensions géopolitiques, la structure des contrats d’énergie et l’évolution des prix internationaux du gaz et de l’électricité. La période de reconstitution des stocks de gaz avant l’hiver prochain pourrait prolonger la pression haussière sur les marchés.

Pour l’électricité, aucune conséquence pour le moment sur les offres classiques et le tarif réglementé. Cependant, les rares clients de contrats à tarification dynamique sont immédiatement impactés. Le prix du kilowattheure via l’offre dynamique Sobry a ainsi atteint un pic à 0,36 €/kWh TTC le 4 mars entre 7 et 9 h, contre 0,20 €/kWh TTC une semaine auparavant.

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Une étude publiée dans Nature Communications relève une corrélation entre mortalité des cancers et proximité avec des centrales nucléaires aux États-Unis.

Les chercheurs ont publié dans la revue Nature Communications un article relevant une corrélation entre mortalité des cancers et proximité avec une centrale nucléaire. Issus de la Harvard T.H. Chan School of Public Health, ils ont collecté, entre 2000 et 2018 dans tous les comtés américains situés dans un rayon de moins de 200 kilomètres d’une centrale nucléaire opérationnelle au moins un an entre 1990 et 2018, les données de mortalité à partir des registres nationaux des Centers for Disease Control and Prevention (CDC).

Une possible exposition chronique à de faibles doses de rayonnement

Ils ont retenu tous les décès par cancer, les ont classés par sexe et par six tranches d’âges. Une hypothèse est que la proximité résidentielle des centrales nucléaires pourrait être associée à une exposition chronique à de faibles doses de rayonnements ionisants susceptibles d’augmenter le risque de cancer à long terme. Pour tester cette hypothèse, l’équipe a construit un indicateur continu de proximité : pour chaque comté, elle a calculé la somme des inverses de distance (1/d) à toutes les centrales situées dans un rayon de 200 km, avec un lissage sur 10 ans pour intégrer les effets de latence.

Les chercheurs ont ensuite utilisé des modèles de régression de Poisson avec équations d’estimation généralisées ajustés sur de nombreux facteurs socio-économiques, démographiques, comportementaux, environnementaux et d’accès aux soins. L’unité statistique est le couple comté-année-âge-sexe avec 290 000 observations.

Corrélation ne signifie pas causalité

Résultat principal : les comtés les plus proches des centrales présentent des taux de mortalité par cancer plus élevés. Sur l’ensemble de la période 2000-2018, chez les hommes de 65-74 ans, 20 912 décès seraient attribuables à la proximité avec une centrale nucléaire, soit 2 % des décès par cancer dans cette classe d’âge.

Les auteurs de ce papier, en montrant les limites de l’étude, montrent que c’est une corrélation, pas une causalité. « Vivre à proximité d’une centrale nucléaire peut augmenter le risque de cancer ». Ils n’ont pas exemple pas mené d’étude écologique (à l’échelle des comtés) ni de mesure individuelle d’exposition aux rayonnements.

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L’électricien espagnol Endesa a annoncé un plan d’investissements record de 10,6 milliards d’euros pour la période 2026-2028 sur la péninsule ibérique dont une part plus grande au réseau et une moins grande aux énergies renouvelables, par rapport à l’enveloppe précédente.

Le blackout du 28 avril 2025 en Espagne et au Portugal a mis le doigt sur le nécessaire renforcement du réseau ibérique. Endesa confirme la poursuite des investissements dans les énergies renouvelables (ENR), mais à un rythme moins rapide, et accélère ceux dans les réseaux. Sur les 10,6 milliards d’euros annoncés, environ 5,5 milliards seront consacrés aux réseaux de distribution d’électricité. Soit plus de la moitié de l’enveloppe totale. Par rapport au précédent plan triennal, les moyens alloués aux réseaux augmentent d’environ 40 %.

Un choix possiblement lié au blackout

Ce choix n’est pas sans lien avec le blackout de 2025. L’intégration à grande échelle des ENR intermittentes exige des réseaux plus flexibles et intelligents. Endesa veut ainsi investir dans des infrastructures capables d’absorber des flux variables, de mieux gérer les pointes de consommation et de limiter les risques de coupures à grande échelle.

En parallèle, le groupe prévoit d’allouer environ 3 milliards d’euros aux énergies renouvelables et stockage d’énergie entre 2026 et 2028. C’est quand même une baisse d’environ 20 % par rapport aux ambitions précédemment affichées pour la région ibérique. Endesa adopte une approche plus sélective dans le développement de nouveaux projets éoliens et solaires, privilégiant la rentabilité et l’optimisation du portefeuille existant.

Au total, le plan 2026-2028 affiche une hausse de 10 % des investissements par rapport à la période précédente. Avec moins d’expansion rapide des capacités vertes, davantage d’efforts sur l’infrastructure réseau et flexibilité.

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Dans un rapport publié le 26 février, la Cour des comptes s’est penchée sur la sortie du charbon et la reconversion à la biomasse de la centrale de Provence à Gardanne (Bouches-du-Rhône). Si la part du charbon dans le mix électrique est devenue marginale, les sages critiquent vertement le soutien public et ses implications économiques et juridiques pour poursuivre l’exploitation.

La production d’électricité à partir du charbon a fortement reculé en dix ans : elle est passée de 19,9 TWh en 2013 à 0,7 TWh en 2025, soit 0,13 % de la production nationale. La fermeture des dernières centrales à charbon avait été inscrite dans la loi Énergie-Climat de 2019 avec un objectif fixé à 2022. Pourtant, en 2026, il en reste, car la crise des prix de 2021-2022 a repoussé l’échéance à 2027.

Le rapport de la Cour des comptes n’est pas franchement tendre avec la centrale de Provence, située à quelques kilomètres au nord de Marseille et exploitée par GazelEnergie, filiale du groupe EPH détenu par Daniel Křetínský. L’État a choisi d’accompagner sa reconversion via un avenant à un contrat existant. L’électricité produite à partir de biomasse y est rémunérée 260 euros le mégawattheure. À titre de comparaison, la Commission de régulation de l’énergie avait recommandé un niveau compris entre 188 et 191 euros par mégawattheure et les prix de l’électricité moyens s’établissaient à 61€/MWh en 2025 selon le dernier bilan prévisionnel de RTE.

Jusqu’à 1,5 milliard d’euros de soutien public

Le coût total du dispositif de soutien avait été évalué à 800 millions d’euros sur huit ans. Mais selon la Cour des comptes, si les prix de marché de l’électricité restent bas, la compensation versée pourrait atteindre jusqu’à 1,5 milliard d’euros sur la même période. Le mécanisme prévoit en effet de combler l’écart entre le tarif garanti et le prix de marché, cela augmente mécaniquement le soutien public avec les prix baissiers.

Un autre problème de l’avenant, c’est la non-remise en concurrence. Ils estiment que ce choix expose l’État à un risque juridique au regard des règles européennes relatives aux aides d’État, un risque que l’État ne prend pas sur les barrages hydroélectriques par exemple. La Commission de régulation de l’énergie doit réaliser un audit afin d’évaluer les coûts complets de l’installation et d’identifier d’éventuelles sur-rémunérations.

Au-delà du cas de la centrale de Provence, la Cour estime que la fermeture des centrales à charbon en 2027 n’est pas risqué. Selon les analyses de RTE citées dans le rapport, un besoin potentiel de 2 à 5 GW de capacités thermiques supplémentaires pourrait apparaître à l’horizon 2030 si la demande d’électricité augmente, ce qui n’est pas le cas aujourd’hui. Un soutien public bienvenu pour le milliardaire tchèque qui mise sur ces actifs sans valeur future, mais à grande valeur immédiate.

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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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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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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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