Le gouvernement belge annonce entrer en négociation avec la filiale Belge d’Engie, Electrabel, pour racheter les activités nucléaires du groupe et ainsi suspendre le démantèlement des centrales.

La Belgique est-elle en train d’abandonner définitivement sa sortie du nucléaire ? Le gouvernement de Bart De Wever a annoncé, le 30 avril, que la Belgique et la filiale Electrabel d’Engie avaient signé une lettre d’intention ouvrant des négociations exclusives pour le rachat de l’ensemble des activités nucléaires du groupe dans le pays.

Cette opération englobe sept réacteurs nucléaires, les filiales dédiées, le personnel mais aussi l’ensemble des actifs et passifs associés, y compris les obligations de démantèlement. Et c’est bien ça le plus important. La Belgique a voulu le stopper urgemment. Cinq des sept réacteurs sont déjà à l’arrêt, conséquence de la loi votée en 2003 qui organisait une sortie complète du nucléaire en Belgique à l’horizon 2025.

Une politique désormais volontariste

Mais depuis la guerre en Ukraine et l’arrivée du ministre de l’Énergie, Mathieu Bihet, la politique Belge sur le nucléaire a changé. Le Premier ministre flamand soutient une stratégie de relance nucléaire autour de trois axes : prolonger les réacteurs existants, étudier la remise en service de certaines unités arrêtées et préparer la construction de nouvelles capacités. Le Parlement belge a d’ailleurs déjà supprimé, en mai 2025, toute référence légale à une sortie du nucléaire.

Dans l’immédiat, l’objectif est de préserver les centrales en l’état. Certaines opérations irréversibles de découpe de composants de Tihange 1 devaient intervenir dès ce mois de mai. Pour Engie, c’est une vraie épine dans le pied qui est en train de sortir. Héritées du rachat de Suez en 2008, les centrales belges ne correspondent plus à la stratégie du groupe, désormais centrée sur les renouvelables et le gaz. Pendant des années, l’incertitude sur le coût du démantèlement et de la gestion des déchets nucléaires a inquiété le groupe, certains scénarios évoquant une facture comprise entre 40 et 60 milliards d’euros sur un siècle même si un premier accord avait été trouvé en 2023 entre l’État belge et Engie autour de la prolongation de Doel 4 et Tihange 3 jusqu’en 2035, avec 15 milliards d’euros pour les déchets nucléaires.

Alors que l’Etat Belge vient au chevet de son nucléaire, la France est elle aussi engagée auprès d’EDF pour construire les futurs EPR2, sous le coup d’une enquête de la Commission Européenne pour juger de son niveau.

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Les « tensions hautes » inquiètent RTE au point que, avec la diminution de la proportion de machines tournantes dans le mix électrique, le gestionnaire du réseau de transport veut obliger les ENR à fournir des réglages de tension.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a validé, dans une délibération publiée le 6 mai, les nouvelles règles encadrant les services système tension proposées par RTE. Maintenir la tension électrique dans des plages de fonctionnement sûres est aussi important qu’ajuster la fréquence, et pourtant il n’existe pas de dispositif équivalent. La motivation de la CRE vient des recommandations issues du rapport d’experts européens sur le black-out de la péninsule ibérique, qui « souligne l’importance de l’enjeu et de la maîtrise de la tension sur le réseau ». RTE anticipe « une aggravation des phénomènes de tension haute » à horizon 2039. Elles viennent notamment du développement des câbles souterrains, plus capacitifs que les lignes aériennes, de l’augmentation de la production renouvelable raccordée (électronique de puissance vs machines tournantes) mais aussi des pics solaires trouvant une faible consommation en miroir.

Pour maintenir la tension, RTE s’appuie sur les producteurs d’électricité. Et leurs alternateurs capables d’absorber ou injecter de la puissance réactive pour la stabiliser. Jusqu’à présent, les producteurs étaient rémunérés pour la mise à disposition de ces capacités. Désormais, la nouvelle architecture tarifaire validée par la CRE conserve les niveaux de prix actuels mais modifie la structure de rémunération afin de mieux valoriser le service effectivement rendu (l’activation vs la capacité mise à disposition).

Les renouvelables mises à contribution

La CRE durcit aussi les pénalités appliquées aux producteurs qui ne respectent pas les consignes de réglage transmises par RTE. Avec leur électronique de puissance, les installations renouvelables vont être mises à contribution. La CRE considère qu’elles doivent apporter leurs services à mesure que leur participation devient significative dans le mix électrique.

En parallèle, RTE prévoit de multiplier par trois les moyens dédiés à la gestion des tensions hautes d’ici la fin de la prochaine décennie. Dans une actualité récente, nous écrivions sur l’accord Etat-EDF pour rémunérer certaines centrales nucléaires en fonctionnement même lorsque les prix de marché les inciterait à moduler à la baisse, de se maintenir et apporter leur inertie et réglage de tension devenus de plus en plus précieux avec la montée des productions renouvelables variables.

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L’État vient d’autoriser le projet de mini-STEP de Saint-Antoine, près d’Ajaccio, de Next Step Energy.

Une Station de transfert d’énergie par pompage (STEP) de 12 Mégawatts (MW) verra le jour en Corse avec l’aide de l’État avant la fin de la décennie. Un arrêté publié au Journal officiel le 7 mai acte le soutien public à la coentreprise créée par Tenergie et Envinergy. Celle-ci bénéficiera d’un mécanisme de rémunération garanti de 9,75 % sur les capitaux investis.

Concrètement, si les revenus générés par l’exploitation de l’installation ne permettent pas d’atteindre ce seuil, une compensation publique viendra compléter les recettes. Ce dispositif s’inscrit dans le cadre du guichet de saisine organisé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour les zones non interconnectées (ZNI) dont fait partie la Corse. 12 MW donc, une mini-STEP, et une mise en service prévue horizon 2029. Aucun montant d’investissement n’a encore été communiqué.

C’est le deuxième projet connu

Les STEP, ces batteries à eau qui permettent de flexibiliser le mix électrique, sont de plus en plus utiles dans les Zones non-interconnectées (ZNI). Elles qui ont des mix électriques carbonés (car thermiques) et/ou dépendants d’importations. Elles flexibilisent la production et ce, de manière bas-carbone. Une autre STEP sera prochainement installée à Lugo-di-Nazza Ghisoni par EDF SEI. Son taux de rémunération fixé par l’Etat le 8 Mai 2026 est à 9,55%.

La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) prévoit l’autonomie énergétique pour la Corse à 2050. Jusqu’ici, les derniers dispositifs de soutien lancés par la CRE dans les ZNI avaient surtout retenu des projets de batteries lithium-ion, notamment en Martinique, à La Réunion ou en Guadeloupe.

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Roland Lescure et Sébastien Martin viennent de dévoiler un « plan national de résilience » destiné à reconstruire une filière française des terres rares et aimants permanents et réduire la dépendance stratégique à la Chine.

Mardi 5 mai, à Lacq (Pyrénées-Atlantiques), la France s’est dotée d’un plan terres rares et aimants permanents. Les terres rares — néodyme, praséodyme, dysprosium ou terbium — sont partout : au cœur des moteurs électriques, des éoliennes offshore, des radars militaires ou des smartphones. Sans elles, impossible de produire les aimants permanents de formule NdFeB qui équipent la plupart des technologies bas carbone. Problème, Pékin contrôle aujourd’hui près de 70 % de l’extraction mondiale et jusqu’à 90 % des capacités de raffinage. Les restrictions chinoises à l’export imposées en 2025 dans le contexte des tensions commerciales avec Washington ont accéléré la prise de conscience sur l’enjeu de sécuriser l’approvisionnement. « La guerre en Iran nous démontre tous les jours que dépendre exagérément d’un endroit du monde pour l’une de nos matières premières est un handicap », a déclaré Roland Lescure à Lacq. Le gouvernement veut éviter « de remplacer une dépendance au pétrole par une dépendance aux métaux critiques ».

Le choix de cette commune des Pyrénées Atlantiques ne doit rien au hasard. L’ancienne plateforme gazière béarnaise doit devenir le centre névralgique de la nouvelle stratégie française avec la société Carester et son usine Caremag de séparation de terres rares lourdes et légères. Ce sont 185 millions d’euros d’investissements dont 106 millions de soutien public via France Relance, France 2030 et le crédit d’impôt industrie verte. À partir de 2028, Caremag doit produire plus de 500 tonnes de dysprosium et 100 tonnes de terbium par an, ainsi que 800 tonnes de néodyme et praséodyme. Selon le gouvernement, cela couvrira à terme 100% des besoins européens en terres rares lourdes destinées aux aimants permanents.

Le site de Solvay à La Rochelle va aussi renaître. Ancien champion mondial des terres rares dans les années 1980-1990, l’usine doit produire environ 3 000 tonnes par an d’oxydes de néodyme et praséodyme grâce à 30 millions d’euros d’aides publiques. Ensemble, les capacités de Solvay et Carester pourraient couvrir plus de la moitié des besoins européens en terres rares pour aimants permanents d’ici 2030. Le britannique Less Common Metals prévoit ainsi d’implanter à Lacq une usine de métallisation des terres rares capable de produire 2 400 tonnes d’alliages par an. À Grenoble, la start-up MagREEsource, issue du CNRS, développe une technologie de recyclage d’aimants permanents par hydrogénation avec l’objectif de produire 1000 tonnes d’aimants recyclés à horizon 2030.

Privilégier les productions européennes dans la production automobile et éolienne

Un peu à la manière de ce qui se passe dans le secteur photovoltaïque, ce plan de résilience prévoit également d’encourager la demande en terres rares françaises ou européennes. Les aides France 2030 accordées aux industriels de l’automobile seront conditionnées à la remise de plans de diversification des approvisionnements. Dans l’éolien offshore, les futurs appels d’offres imposeront que moins de 50 % des aimants proviennent du « pays dominant à l’échelle mondiale » (la Chine). La souveraineté ne coûte pas si cher d’après le ministère de l’économie. Entre 150 et 250 euros supplémentaires par véhicule électrique. Encore ne faudrait-il pas remplacer la dépendance sur le pétrole à une nouvelle sur les terres rares et aimants permanents.

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Avec le grand plan d’électrification de la France, RTE a du pain sur la planche. Pour soutenir les investissements nécessaires à la modernisation et l’extension du réseau français de transport d’électricité, RTE s’apprête à contracter un prêt de 5 milliards d’euros auprès de son principal actionnaire, à savoir la Caisse des dépôts. 

Actionnaire de RTE à 49 %, la Caisse des dépôts, accorde un prêt de 5 milliards d’euros à RTE, via la Banque des Territoires, pour financer une partie de son grand plan (SDDR) à 100 milliards. Il sera décaissé progressivement d’ici à 2029. RTE a déjà réalisé deux émissions obligataires pour 1,7 milliard d’euros en 2025. D’où vient cet argent ? Du fonds d’épargne, c’est-à-dire les livrets réglementés, notamment le Livret A. C’est une ressource liquide, accessible à tout moment pour les épargnants qui a pour but de financer des infrastructures long terme. Le fonds d’épargne « met une fois encore l’épargne des Français à leur service et à celui des générations futures », souligne le directeur général de la CDC, Olivier Sichel.

Pourquoi RTE emprunte-t-il de tels montants ? Le transporteur d’électricité prévoit de consacrer 100 milliards d’euros d’ici à 2040 à la modernisation et à l’extension de son réseau. Ces 100 milliards d’euros serviront notamment à renouveler une partie des lignes existantes, raccorder les nouvelles capacités de production renouvelable (notamment l’offshore) et accompagner l’électrification des usages, qu’il s’agisse de l’industrie, des transports ou des infrastructures numériques. Ce plan a fait l’objet d’un débat et son enveloppe est similaire à celle d’Enedis.

Le TURPE ne suffit plus

Face à ces investissements massifs, le modèle habituel de RTE n’est plus adapté. Le Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), principale source de revenus de RTE validée par la CRE, ne suffit plus à couvrir l’ensemble des besoins. L’entreprise a donc engagé une stratégie de diversification avec des émissions obligataires et des financements institutionnels notamment de la Banque européenne d’investissement (BEI). Le prêt doit encore être autorisé par la Commission européenne, qui doit s’assurer de sa conformité avec les règles en matière d’aides d’État pour ne pas distordre la concurrence entre Etats membres.

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Un décret publié le 3 mai 2026 au Journal officiel autorise EDF à engager l’ensemble des opérations sur l’ancienne centrale nucléaire du Haut-Rhin, avec un calendrier qui s’étire jusqu’au 30 juin 2048.

Six ans après l’arrêt définitif des deux réacteurs, il ne manquait plus que le décret. Depuis 2020, le site était entré dans une phase transitoire avec le retrait du combustible et des opérations préparatoires sans que le cadre réglementaire du démantèlement complet ne soit encore fixé. Le voilà désormais publié, Fessenheim entre officiellement en phase de démantèlement.

Le premier démantèlement français d’un réacteur de grande puissance

L’îlot nucléaire et l’ensemble des installations seront démantelées en quatre étapes : les équipements, l’assainissement des structures et des sols, démolition des bâtiments jusqu’à au moins un mètre de profondeur et enfin la réhabilitation du site. À terme, l’objectif est de supprimer toute contrainte radiologique pour que le terrain devienne à nouveau un terrain industriel. Le territoire pâtit de la fermeture, une nouvelle dynamique d’activité et d’emplois pourra s’enclencher. EDF a pour projet de créer d’ici à 2032, près du site de Fessenheim, un technocentre de recyclage de métaux faiblement radioactifs.

Le décret encadre également les conditions d’exploitation du chantier. Les effluents issus des opérations devront être traités et contrôlés avant rejet et EDF aura la charge d’assurer un suivi régulier de l’avancement, des impacts environnementaux et de la radioprotection des travailleurs. Si plusieurs démantèlements sont en cours sur le territoire national, Fessenheim est une première de par son envergure. Le chantier, qui doit s’étendre sur plus de vingt ans, servira de référence pour les futurs démantèlements suivant les visites décennales et prolongations qui en découleront.

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À midi, les prix plongent en territoires lointain négatifs. Et les batteries vont en partie redresser la situation, mais ne pourront pas la résoudre.

-480 euros le mégawattheure (€/MWh) en milieu de journée dimanche, -200 €/MWh samedi, sur le marché day-ahead de l’électricité les extrêmes négatifs sont abyssaux alors que le mois d’avril est normalement « moins pire » que le mois de mai. Les heures à prix très bas se comptaient en dizaines par an ; elles sont désormais légion, des centaines. Et demain, des milliers ?

La raison de cette explosion est simple. À mesure que des panneaux solaires sont déployés, la production électrique explose en milieu de journée, tandis que la consommation stagne d’année en année. Face à ce surplus d’électricité, les prix chutent. La situation ne semble pas prête de s’améliorer puisque l’Allemagne espère atteindre 215 GWc de photovoltaïque en 2030, tandis que la France vise 48 GWc à la même échéance. Si rien n’est fait, en 2030, jusqu’à un cinquième de l’année pourra être des heures négatifs.

Les batteries peuvent résoudre une partie du problème

Avec le déploiement de capacité de stockage via de systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS), le phénomène peut être atténué. Pour ces installations, le pic de production solaire constitue une énorme source de revenu, puisqu’elles sont payées pour se charger en début d’après-midi, et elles déchargent à un tarif élevé le soir, en captant ce que l’on appelle un spread. En admettant un déploiement gigantesque, ces batteries pourraient se cannibaliser. À mesure de leur déploiement, les prix seront moins négatifs le midi et moins élevé le soir, diminuant ainsi le spread.

Pour l’heure, la quantité de batteries en développement, et leur faible nombre d’heures de stockage, ne peuvent absorber qu’une portion du pic solaire quotidien. Le reste continue de faire baisser les prix. En parallèle, les échanges transfrontaliers sont limités. Une batterie installée en Allemagne soutient les prix allemands mais n’aide quasiment pas la France. Et inversement. Pourquoi ? Parce que le soleil brille en même temps des deux côtés du Rhin.

Côté batterie, plus elles sont nombreuses, moins elles gagnent d’argent. En réduisant les spreads, elles grignotent leur propre rentabilité, ce qui limite leur déploiement.

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L’Agence internationale de l’énergie (AIE) s’inquiète, concernant l’approvisionnement en gaz naturel liquéfié (GNL). Selon un rapport publié le 24 avril, les dégâts subis par les infrastructures du Qatar vont retarder d’au moins deux ans l’arrivée de nouvelles capacités sur le marché mondial. 

La fermeture du détroit d’Ormuz et les attaques sur les installations gazières par l’Iran ont entraîné la perte temporaire d’environ 20 % de l’offre mondiale de GNL. En mars, la production mondiale a reculé de 8 % et les exportations du Qatar et des Émirats arabes unis ont chuté de près de 9,5 milliards de mètres cubes. Début avril, les livraisons affichaient déjà une baisse de 10 %, ce qui veut dire que les effets se propagent sur les chaînes logistiques.

Sans surprise, les prix restent hauts. En Europe, le gaz s’est échangé autour de 18 dollars/MBtu (unité britannique), soit environ 67€/MWh en mars, son plus haut niveau depuis la crise de 2022-2023. En Asie, les prix ont atteint 21 dollars. Dans les deux cas, ils ont plus que doublé en quelques jours début mars, le marché est sous tension.

l’Union européenne de plus en plus exposée

Et la situation ne devrait pas s’arranger selon l’AIE, dans un rapport publié le 24 avril. La vague de nouveaux projets GNL, censée détendre le marché à partir de la seconde moitié de la décennie, sera décalée d’au moins deux ans. Les dégâts sur les capacités de liquéfaction du Qatar pourraient amputer la production du pays de près de 70 milliards de mètres cubes d’ici 2030. Au total, le conflit pourrait entraîner une perte cumulée d’environ 120 milliards de mètres cubes de GNL entre 2026 et 2030. C’est 15 % de l’offre.

Pour l’UE, la situation devient délicate à gérer. Nous avons bien remplacé le gaz russe par du GNL, avec un volume record de 104 milliards de mètres cubes importé cet hiver, pour plus de 40 % de nos approvisionnements. Mais l’exposition à la volatilité de ce gaz est de plus en plus grande. En mars, la consommation européenne a d’ailleurs reculé d’environ 4 % principalement à cause de la hausse des prix.

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Un financement par les Certificats d’économie d’énergie (CEE) ou un risque de ne pas honorer toutes les demandes, MaPrimeRenov’ et le chèque énergie sont des politiques à ajuster, selon la Cour des Comptes.

Ce sont deux des aides les plus demandées. Les ménages demandent à tout va MaPrimeRenov’ et le chèque énergie. Mais en miroir, les financements sont de plus en plus précaires puisqu’elles coûtent cher. Dans son analyse de l’exécution 2025 de ces deux aides, la Cour des comptes relève des fragilités financières de MaPrimeRénov’ et du chèque énergie : le politique a des ambitions, mais en a-t-il toujours les moyens ?

MaPrimeRenov’ en est le portrait. Après son recentrage sur les rénovations globales, le dispositif a connu un « succès important » et les ménages se sont rués dessus jusqu’à saturer et atteindre le plafond des demandes. Début 2026, 83 000 dossiers étaient en attente, pour un objectif de 120 000 rénovations d’ampleur inscrit au budget. Autrement dit, près de 70 % de la cible annuelle était déjà en file d’attente avant même le plein déploiement.

Débudgétiser mais fragiliser

Résultat : une suspension temporaire des dépôts à l’été 2025, à cause d’une enveloppe sous-dimensionnée par rapport aux demandes. Car dans le même temps, les crédits budgétaires se contractent. Le projet de loi des finances est discuté et le déficit de l’Etat fait craindre une suspension à durée indéterminée. Pour compenser, l’État mise de plus en plus sur les certificats d’économie d’énergie (CEE), une manière de gérer ces aides hors budget propre en mettant à contribution le secteur de l’énergie. Et qui réduit la maîtrise des investissements.

Dans son analyse du budget de l’État en 205, la Cour des Comptes voit, là, un « risque financier notable » pour l’Agence nationale de l’habitat (Anah), l’opérateur de MaPrimeRénov’. Elle est confrontée à un décalage déjà observé entre le volume des dossiers engagés et les financements réellement disponibles. C’est donc sa capacité à honorer les aides promises qui est interrogée par la Cour.

Chèque énergie, même constat. En 2025, le dispositif a été budgété en dessous des besoins et un trou d’environ 100 millions d’euros en crédits de paiement s’est créé. Pour assurer sa continuité, l’État a dû recourir à des redéploiements de crédits internes et mobiliser la réserve de précaution d’autres programmes. La Cour critique également le niveau élevé des frais de gestion et baisse mécaniquement l’aide effectivement utile aux rénovations.

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Avec près de 250 000 emplois directs en France en 2024, les énergies renouvelables sont un secteur économique à elles seules. Le Syndicat des énergies renouvelables (SER) veut montrer à quel point la filière pèse et mérite d’être protégée.

Le président du Syndicat des énergies renouvelables (SER) continue son intense lobbying pour sauver la filière. Il résume l’enjeu, dans un post Linkedin, mathématiquement : « 250 + 170 = 420 000 emplois ». Un total qui agrège les emplois directs et indirects liés aux filières renouvelables. Un volume d’emplois comparable à celui de la filière automobile, qui en compte 336 000 aujourd’hui.

Du travail un peu partout en France

Le SER, pour grossir encore le trait, a compté les emplois indirects et induits pour atteindre ainsi 775 000 emplois en France. Sous-traitance, services, consommation locale : chaque emploi direct générerait ainsi jusqu’à deux emplois supplémentaires.

Au-delà du nombre, l’étude menée par le cabinet Colombus Consulting montre l’ancrage territorial de ces emplois. Contrairement à d’autres industries, les activités liées aux renouvelables – installation, exploitation, maintenance – sont par nature disséminées sur tout le territoire. La densité moyenne atteint 3,8 emplois directs pour 1 000 habitants, avec l’Auvergne-Rhône-Alpes ou les Pays de la Loire en tête quand l’Île-de-France est plus loin derrière.
La taille des entreprises montre aussi l’aspect disséminé : ce sont des PME et TPE.

Un moyen de pression pour sauver la filière

La filière s’inquiète des risques liés à l’instabilité réglementaire, susceptible de freiner investissements et emplois. Le SER fait pression pour continuer la poursuite des appels d’offres, dynamisant le vivier d’emplois non négligeable. Une catastrophe sur les emplois passerait beaucoup moins bien qu’une catastrophe sur les finances publiques, juge le gouvernement en poursuivant les investissements dans les ENR.

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