Elle a coûté 9,7 milliards d’euros, pour quel but exactement ? La Cour des comptes se demande si la renationalisation d’EDF était vraiment justifiée.

La prise de contrôle à 100 % d’EDF par l’État date de juin 2023 et avait coûté 9,7 milliards d’euros. Mais était-elle vraiment nécessaire ? Dans un rapport publié le 28 mai, la Cour des comptes répond plutôt non, comptablement parlant. Les magistrats de la rue Cambon jugent que cette renationalisation complète est une opération coûteuse dont l’utilité n’est pas démontrée à ce jour.

Élisabeth Borne, quelques mois après la réélection d’Emmanuel Macron et le discours de Belfort consacrant la relance du nucléaire, déclarait que sortir EDF de la bourse était un moyen de reprendre le contrôle sur les décisions stratégiques et de les accorder avec les décisions politiques. L’État avait racheté les parts des actionnaires minoritaires.

Mais pour la Cour des comptes, les arguments de l’époque étaient fragiles. « Ni les impératifs de souveraineté et d’indépendance énergétiques, ni les besoins de financement du groupe ou la volonté de renforcer son pilotage opérationnel n’imposaient une détention à 100 % de la société EDF par l’État », écrivent les magistrats. Ils rappellent que les pouvoirs publics détenaient déjà 83,7 % du capital, suffisant pour exercer un contrôle sur l’entreprise. Et le rachat n’a pas permis de régler ses problèmes de dette (51 milliards en 2025) non plus, même si la note s’est stabilisée et a même augmenté selon l’agence Standard & Poor’s.

9,7 milliards dans la poche des actionnaires

Les conditions financières de la renationalisation ensuite. L’État a proposé 12 euros par action aux actionnaires minoritaires, 40 % au-dessus du cours de Bourse observé. L’Agence des participations de l’État opérait sa plus grosse opération depuis sa création en 2004. La Cour juge qu’une prime de 30 % aurait permis d’économiser près d’un milliard d’euros. Et les milliards dépensés n’ont pas bénéficié directement à EDF. « La prise de contrôle à 100 % n’a apporté aucun financement nouveau au groupe », souligne-t-elle, puisqu’ils ont été versés aux actionnaires sortants.

Même si elle est souvent pessimiste, c’est son rôle de gendarme, la cour admet que la sortie de Bourse a simplifié la structure capitalistique du groupe et permis de mettre fin aux tensions récurrentes entre ce que veulent les marchés (plutôt de rentabilité court terme) et les besoins d’investissements de long terme liés notamment au nouveau nucléaire voulu par l’État.

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Epyr, une startup française spécialisée dans le stockage thermique, vient de contractualiser et d’installer sa première unité de stockage thermique.

Dix-huit mois après sa naissance, la startup spécialisée dans le stockage thermique d’énergie Epyr a installé son premier projet sur le site du papetier Wepa, près de Troyes. C’est encore un démonstrateur mais cette brique pourra grandir. Alors pourquoi Wepa serait-il intéressé par Epyr ? Dans l’usine de Wepa, la vapeur est utilisée pour le séchage de la pâte à papier et cela est très énergivore. Epyr lui propose de remplacer une grande partie de cette énergie par une autre, décarbonée et moins chère.

Un principe de fonctionnement très simple

Concrètement, l’électricité est transformée en chaleur grâce à des résistances électriques. L’énergie du midi vient de la cloche solaire, elle aurait été perdue sinon et est donc achetée peu chère. Cette énergie thermique est ensuite stockée dans un matériau réfractaire, de la brique céramique capable d’atteindre des températures élevées tout en conservant la chaleur pendant plusieurs heures. Lorsque Wepa en a besoin, cette chaleur est récupérée pour produire de la vapeur.

Si la technologie de stockage est originale, bien qu’éprouvée depuis longtemps, c’est dans la stratégie d’approvisionnement en électricité qu’Epyr s’y retrouve. Et avec des experts du marché de l’électricité et une brique technologique déjà avancée, la startup a pu aller vite.

Les prix du gaz et de l’électricité influencent la rentabilité du projet

Selon les calculs avancés par la société auprès de Greenunivers, le modèle devient compétitif lorsque le prix de l’électricité reste inférieur à 40 ou 50 euros par mégawattheure (€/MWh) si le gaz stagne à 20-25 €/MWh. Avec la tension sur l’approvisionnement en gaz et les heures à prix négatifs qui explosent, la conjoncture est favorable. Si elle ne l’est plus, la chaudière à gaz reprendra plus grandement sa place.

Epyr se rémunère aussi sur les services systèmes RTE. En cours de certification, l’entreprise pourra proposer ses services de consommation d’électricité lorsque le réseau sera saturé.

La batterie thermique est actuellement un démonstrateur de 1,3 mégawatt (MW) et cinq heures de stockage thermique. Il est dimensionné au maximum suivant la place disponible au raccordement. Une nouvelle demande devra être déposée pour agrandir la place disponible, évoque l’entreprise à Greenunivers.

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Changement du prix repère du gaz, revalorisation de la prime carburant et des aides à l’achat de véhicules électriques : Révolution Energétique fait le point sur les traditionnels changements du 1ᵉʳ juin.

L’évolution la plus significative de ce premier jour du mois de juin vient du prix repère de vente du gaz. Publié chaque mois par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), il baisse de 4,8 % TTC au 1ᵉʳ juin par rapport à mai, passant de 160,54 à 152,86 euros par mégawattheure.

Les marchés de gros se détendent, mais il ne faut pas non plus s’attendre à un miracle avec la disparition des tarifs réglementés du gaz intervenue en 2023 : la CRE estime le gain moyen à un peu plus d’un euro TTC par mois pour les consommateurs dont le contrat est indexé sur ce prix repère.

Dans les transports, un statu quo entre carburant et électricité

À l’inverse, les prix des carburants ne vont pas en s’arrangeant et le gouvernement sortira davantage le portefeuille. Les professionnels des secteurs du transport, de l’agriculture, de la pêche ou du BTP recevront de nouvelles aides et les employeurs de ces secteurs pourront verser une prime carburant revalorisée de 300 à 600 euros.

Toujours dans les transports mais cette fois électriques, les aides à l’achat ou à la location d’utilitaires électriques sont en hausse avec jusqu’à 9500 euros d’aides à l’achat pour certains modèles fabriqués en Europe. Sur les poids lourds, elles passent de 60 000 en 2025 à 100 000 euros.

Il n’y a pas que l’énergie dans la vie, d’autres mesures entrent en vigueur ce 1ᵉʳ juin, parmi lesquelles la revalorisation du Smic (+2,41%) et l’application d’une directive européenne sur les assurances pour faciliter les résiliations.

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À seulement quelques semaines de la Coupe du monde de football, Emmanuel Macron a réuni sa propre équipe de France.. de l’électrification !  Le président a réuni mardi 26 mai à l’Élysée plus de 200 industriels, énergéticiens, distributeurs et acteurs de la mobilité pour qu’ils annoncent des projets électrifiant la France.

A quelques jours du sommet Choose France, Macron voulait des annonces d’investissements dans l’électrification. La PPE3 prévoit d’inverser la part de consommation d’énergies fossiles vs électricité (60% vs 40%) à 2030. Il a donc réuni nombre d’acteurs de l’électrification pour qu’ils annoncent des projets. Stellantis a, par exemple, annoncé plus d’un milliard d’euros sur son site de Mulhouse pour produire des véhicules électriques à partir de 2029. L’objectif d’E. Macron est de 400 000 véhicules électriques par an. Toujours dans les mobilités, le gouvernement veut également accélérer le déploiement des bornes de recharge, qui doivent passer de 180 000 aujourd’hui à 400 000 d’ici 2030. Electra prévoit 300 millions d’euros d’investissements pour étendre son réseau, Engie annonce 300 millions d’euros supplémentaires pour déployer 5 000 points de recharge, Lidl 13 millions d’euros supplémentaires et Leclerc vise 10 000 bornes d’ici 2030 puis 30 000 à 2035.

L’électrification du chauffage, où le gaz domine, ensuite. L’exécutif veut accélérer le remplacement des chaudières au gaz et au fioul par des pompes à chaleur. Le britannique Octopus Energy a confirmé un projet d’usine en France représentant jusqu’à 150 millions d’euros d’investissements et potentiellement 500 à 1 000 emplois (aucune date ni lieu avancé) et prévoit aussi d’être installateur de 10 000 pompes à chaleur dans l’Hexagone ces douze prochains mois. Cela nous rappelle d’ailleurs que la marque française Thomson s’apprête, elle aussi, à produire des PAC en France sous son nom. Le gouvernement vise ainsi un million de pompes à chaleur chaque année d’ici 2030 alors que le rythme annuel est plutôt à 200 000 aujourd’hui.

Les CEE, au coeur du financement de ces projets

Toujours pour débudgétiser, l’Etat recourra aux Certificats d’économie d’énergie (CEE). Les acteurs obligés, qui ont une obligation légale de les financer, peuvent donc faire des annonces. EDF a d’ailleurs annoncé une prime supplémentaire de 1 000€ pour certaines pompes à chaleur et une enveloppe additionnelle de 30 millions d’euros pour accélérer l’installation de chaudières électriques dans l’industrie.

L’objectif derrière ces annonces est de moins subir les crises géopolitiques sur les fossiles et valoriser l’électricité française à 95% bas carbone et dont, faut de demande qui décolle, 17 à 20 % de la production électrique est exportée.

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Dans son avis publié du 21 mai sur le futur arrêté tarifaire S21, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) valide la forte réduction du soutien public pour le photovoltaïque de moins de 500 kWc, voulue par le gouvernement. Objectif : favoriser l’autoconsommation et alléger les dépenses publiques. 

La fête est finie, le gouvernement a sabré le tarif de rachat de l’électricité solaire, la CRE a validé, les installations photovoltaïques de petite capacité vont devoir trouver un nouveau modèle économique robuste en dehors du rachat du surplus d’électricité par EDF. Il était à 40 euros le mégawattheure (€/MWh), il sera désormais à 11 €/MWh.

Selon la CRE, cette réforme du guichet ouvert S21 devrait ralentir le développement des installations photovoltaïques éligibles tout en privilégiant l’autoconsommation. Désormais, pour atteindre la rentabilité, il faudra atteindre un très haut taux d’autoconsommation. La CRE souhaitait permettre le soutien uniquement pendant les heures à prix de marché positif. Mais comme il manque d’équipement (système d’information) ou l’adaptation serait complexe si elle devait être réalisée rapidement pour détecter les prix négatifs, la modulation quart d’heure serait trop compliquée à réaliser rapidement. La la CRE propose tout simplement un tarif fixe de 11 €/MWh sur l’ensemble des heures de production, y compris pendant les périodes de prix négatifs.

Se tourner vers d’autres sources revenus pour espérer une viabilité économique

Le message est limpide : les producteurs photovoltaïques devront progressivement intégrer les signaux marché dans leur stratégie d’exploitation. La CRE veut les sensibiliser à la valeur économique actuelle du surplus injecté et soulager les finances publiques.

La veille de la publication de l’avis de la CRE, Greenunivers révélait le dépôt d’une proposition de loi portée par la députée écologiste Julie Laernoes afin de contrer les réformes préparées par l’exécutif et présentées au Conseil supérieur de l’énergie (CSE). Avec l’appui notamment d’Enerplan et de la Fédération nationale de l’énergie solaire (Fnes), le texte vise à sanctuariser un droit à l’autoconsommation (impossibilité d’interdire) et à protéger l’autoconsommation collective (injection possible pour les moins de 36 kVA et limitée jusqu’à 500 kVA, réduction du Turpe).

Peut-être que les développeurs de projets PV en autoconsommation se tourneront vers l’hybridation pour capter des revenus supplémentaires, des services systèmes pour la batterie, d’une exploitation plus grande du PV et des économies de Turpe.

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Et si c’était vrai, possible ? Produire de l’hydrogène vert uniquement avec de l’eau et du soleil, sans électrolyseur, sans électricité et sans raccordement au réseau. Photreon tente le pari, on vous explique leur technologie.

Une startup allemande tient peut-être une très bonne idée. Photreon, issue du Karlsruhe Institute of Technology (KIT), développe un panneau photoréacteur capable de générer directement de l’hydrogène vert grâce à la photocatalyse. Présentée lors de la Hannover Messe 2026, la technologie de Photreon entend sortir de la production classique d’hydrogène dit « vert ». Habituellement, cet hydrogène vert est obtenu par électrolyse où de l’électricité renouvelable (selon si cette formule n’inclut pas le nucléaire) alimente un électrolyseur qui sépare les molécules d’eau en hydrogène et oxygène. Problème, ce procédé, même s’il est efficace, est coûteux.

Le soleil pour casser la liaison de l’eau

Alors, est-ce bien possible de s’en passer ? La technologie de la startup repose sur la photocatalyse, où un matériau semi-conducteur absorbe directement le rayonnement solaire afin de déclencher la réaction chimique : c’est l’apport d’énergie pour casser la liaison de la molécule d’eau. Sous l’effet du soleil, les électrons sont excités et provoquent la dissociation des molécules d’eau. L’hydrogène est ensuite récupéré directement dans le module.

Photreon réduirait ainsi les coûts. En supprimant les électrolyseurs, les convertisseurs électriques et une partie des infrastructures réseau, la startup espère réduire fortement les investissements nécessaires à la production d’hydrogène vert et permettrait de produire directement sur le site d’utilisation.

La startup n’a pas communiqué le rendement réel de la technologie ni des données sur la durée de vie des matériaux photocatalytiques. Il va donc falloir surveiller les avancées de Photreon pour savoir si la réalité industrielle pourra être au rendez-vous des attentes.

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Depuis plusieurs mois, un sujet que l’on croyait politiquement verrouillé revient de toutes parts : l’extraction d’hydrocarbures en France. Marginale en volume mais symbolique, la production nationale — environ 1 % de la consommation — revient dans l’actualité sur trois fronts : industriel, juridique et parlementaire.

Depuis la loi Hulot de 2017 visant à mettre progressivement fin à la production pétrolière d’ici 2040 en France, les permis se font rares, très rares. L’Union française des industries pétrolières dénonce depuis février des refus d’autorisations qu’elle juge “politiques”. L’État bloquant de nouveaux forages comme en Gironde sur les concessions exploitées par Vermilion Energy.

Sur le terrain juridique ensuite, le bras de fer se déplace aux tribunaux administratifs. L’État se justifie avec un ensemble d’arguments climatiques (accords de Paris, GIEC, droit européen) pour justifier ses refus, et les industriels eux ont recours au code minier et aux droits de concession. Urgence climatique versus développement économique en somme.

Au Parlement enfin. Une proposition de loi sénatoriale visant à autoriser de nouvelles explorations d’hydrocarbures en outre-mer, notamment en Guyane, a déjà été adoptée au Sénat. Elle introduit une dérogation directe à la loi Hulot en permettant la reprise de recherches là où le cadre actuel les interdit depuis 2017. Le texte est porté par un sénateur du groupe macroniste et soutenu au Sénat par une majorité plus large.

Un groupe de gauche pour relancer l’exploitation en Guyane

À l’Assemblée nationale, le groupe GDR (de gauche) s’apprête à inscrire ce texte dans sa niche parlementaire du 11 juin selon une information du média Contexte.

Pourquoi venant d’un tel parti ? Les élus ultramarins sont favorables à la relance de certaines explorations au nom de l’autonomie de leurs territoires et de l’emploi local. Un tiraillement qui explose dans ce parti de gauche, voyant des voisins de Guyane assis sur une mine noire d’argent.

À quelques kilomètres, le Guyana est devenu un “géant du pétrole” depuis la découverte d’un important gisement en 2015, entraînant une forte croissance et l’arrivée d’investisseurs. Cette dynamique nourrit des attentes qui traversent le fleuve Maroni, dans un territoire où plus de la moitié de la population vit sous le seuil de pauvreté.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) valide le futur appel d’offres « AO10 » l’éolien en mer, notamment le tarif cible de 100 euros le mégawattheure (€/MWh) même si la santé économique des développeurs n’est pas au rendez-vous.

Le tarif du futur éolien du futur AO10 n’est « pas a priori sous-dimensionné », mais les conditions économiques (coûts, santé des développeurs…) pourrait pousser à dépasser le tarif cible, met en garde la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Après un long moment de disette sans AO, la filière se remet progressivement. Une dynamique positive se dessine au-delà des frontières françaises, à en juger les résultats de Vestas de nouveau dans le vert grâce à de nombreux projets remportés outre-Atlantique.
C’est l’arbre qui cache la forêt, car l’impact des précédents appels d’offre se fait encore ressentir. Malgré l’AO10, certains développeurs sont encore en train de renégocier ou d’abandonner certains projets. Si les prix dépassent les attentes du gouvernement, cela « pourrait impliquer la déclaration sans suite d’un ou plusieurs projets, sauf si le ministre mobilise sa faculté d’attribuer la totalité des parcs, ce qui pourrait conduire à exposer plus fortement le budget de l’État en l’absence de prix plafond » analyse la CRE.

Nouveauté de l’AO10, le gouvernement introduit un tarif cible moyen pondéré à l’échelle de l’ensemble des projets. Il pourra donc accepter des offres supérieures à 100 €/MWh à condition que d’autres projets affichent des prix plus bas permettant de respecter une moyenne globale.

Un nouveau tarif moyen pondéré

Cela risque de devenir illisible pour les développeurs craint la CRE, compliquant l’analyse de la meilleure stratégie à adopter pour répondre à l’AO. Il pourrait par exemple être incité à adopter une stratégie opportuniste sur certains sites jugés plus favorables, en misant sur une compensation par d’autres projets plus coûteux. La CRE juge donc délicat d’expérimenter des nouvelles modalités sur un volume aussi important de projets. L’appel d’offres doit en effet porter sur plusieurs façades maritimes et jusqu’à une dizaine de gigawatts de capacités, c’est le plus gros jamais lancé.
En somme, la CRE prononce oui oui mais..

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Le nombre records de prix négatifs enregistrés en avril et mai fait aussi des heureux. Pour les gestionnaires de batteries stationnaires, ces situations sont synonymes de gros revenus, puisqu’ils peuvent gagner en rechargeant pendant les périodes de surproduction, puis écouler ces kilowattheures accumulés quand les besoins en électricité sont plus élevés. 

En France, les développeurs de batteries sont peu nombreux, avec NW et Acacia en tête. Ils ont été visionnaires : les deux développeurs se partageant près de la moitié des 6 gigawatts (GW) installés en France. A titre de comparaison, la file d’attente de raccordement est à 15 GW, tous les projets ne verront pas le jour.
Le principe est simple pour une batterie : acheter de l’électricité quand elle est abondante et peu chère — parfois même à prix négatif — pour la revendre quelques heures plus tard lors des pics de prix. Ce mécanisme d’arbitrage sera prépondérant dans les revenus batterie dans les années à venir. Actuellement, les services système (réserve primaire, secondaire teritiaire autrement appelées FCR, aFRR, mFRR) assurent la plupart des revenus mais ce sont des marchés peu profonds, ils seront donc rapidement cannibalisés.

Les spreads sur le day-ahead s’envolent ces deux derniers mois. Les prix, le 1er mai, ont atteint dans cette même journée -498€/MWh et + 104€/MWh. La batterie est payée 498€ pour charger 1 MWh (si elle fait 10 MWh, elle est payée dix fois plus), et revend ce même MWh 104€.

Des centaines de milliers d’euros de revenus annuels par mégawatt

Dans ces conditions, une batterie de 10 MWh peut générer plusieurs milliers d’euros en une seule journée. À l’échelle annuelle, les modèles économiques montrent qu’il est chaque fois rentable et possible de rembourser les Capex élevés. Selon le Clean Horizon Storage Index, un indice pour suivre la performance qu’aurait pu réaliser une batterie un mois donné, les batteries génèrent presque partout au moins 100 000 €/MW/an. Dans les marchés matures comme la France ou l’Allemagne, les revenus annuels atteignent 300 000 €/MW/an et peuvent atteindre entre 700 000 et 3,5 millions €/MW/an dans les pays baltes. On a même enregistré un pic au-dessus des 5 millions €/MW/an en Estonie pour une batterie 2 heures.

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Pris en tenaille entre l’inflation et la raréfaction des appels d’offres, les constructeurs éoliens vivaient une période difficile, sous pression financière. Désormais le tableau est bien moins noir avec des résultats nets annoncés positifs.

Après deux années noires de projets retardés ou abandonnés et des marges au minimum, les industriels de l’éolien semblent enfin retrouver des couleurs. Le groupe danois Vestas a annoncé un premier trimestre 2026 en forte amélioration, avec un bénéfice net multiplié par 14 (70 millions d’euros) et un chiffre d’affaires jamais atteint. Son carnet de commandes atteint des sommets.

Un horizon plus clair

Ce retour au vert fait plaisir à voir. Car il intervient après une période particulièrement difficile pour l’ensemble de la filière. Entre 2022 et 2024, les fabricants d’éoliennes ont subi durement l’inflation des matières premières. Les taux d’intérêt sont remontés pour ne rien arranger, augmentant mécaniquement le coût des projets, et l’éolien, un secteur capitalistique et au temps long, brûlait à petit feu.

Les difficultés ont été particulièrement visibles dans l’éolien offshore. Plusieurs grands projets ont été reportés ou annulés, à l’image du parc d’Oléron n’ayant trouvé aucun développeur (le tarif cible jugé trop bas), RWE se retirait de Centre Manche 2.

Aujourd’hui, de nouveaux contrats sont signés par les industriels avec des prix plus élevés. Alors que le cahier des charges de l’AO10 vient d’être publié, la reprise du secteur sera intéressante à observer, après un an de disette.

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La gigafactory de panneaux solaires qui visait une gigantesque production de panneaux solaires en France s’arrête. Son président l’a annoncé ce matin sur linkedin.

C’était l’un des symboles de la réindustrialisation verte française. Le projet Carbon visait, à Fos-sur-Mer, à construire la plus grande usine de panneaux photovoltaïques de France. Le projet tombe à l’eau, annonce Pierre-Emmanuel Martin sur Linkedin.
Lancé en 2022, Carbon promettait une gigafactory capable de produire jusqu’à 5 gigawatts (GW) de modules PV chaque année. 1,7 milliard d’euros d’investissements et des milliers d’emplois sur la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer promis, Carbon était l’égérie française de la relocalisation.

Manque de financement et de soutien européen d’un côté, expérience, stratégie remises en question de l’autre

L’entreprise n’a finalement levé que 25 millions d’euros venant des fondateurs, de la région Provence-Alpes-Côte d’Azur et de petits investisseurs via la plateforme Enerfip. Très loin des montants nécessaires pour lancer une usine de cette taille. Surtout, Carbon attendait des aides publiques promises par l’État, dont une première tranche de 4 millions d’euros. Le montant, insuffisant a partiellement contribué à renoncer au projet. Carbon justifie l’arrêt du gigaprojet par le manque de préférence européenne. « Les pays européens sont de petits pays qui aiment cultiver le dissensus avec passion » regrette amèrement son fondateur. Mais, dans un article de Greenunivers, des sources pointent des fragilités internes, d’abord dans la stratégie. Carbon avait choisi un modèle intégré allant quasiment du polysilicium au module final, des investissements énormes. D’autres, toujours auprès de Greeunivers, expliquent cet échec par le manque d’expérience industrielle de l’équipe dirigeante dans le photovoltaïque, d’autant que Carbon ne prouvait pas de facteur différenciant.

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Un collégien du sud de la France s’est lancé un défi de taille : aider ses parents à réduire leur facture d’électricité. À force de noeuds au cerveau, de soudures, et de programmation, il est parvenu à mettre au point un chauffe-eau intelligent qui a tout d’un grand : le CleverCumulus, vainqueur du concours Science&Vie Junior « Innovez ». 

Le CleverCumulus, un projet de bricolage scolaire en apparence. Pourtant, derrière cette invention du collégien landais de 13 ans Eliott Luquet, un sacré montage et une idée ingénieuse (qui est commercialisée autre part) : valoriser l’électricité solaire du toit de ses parents, sinon perdue.
Sa maison familiale est équipée de panneaux photovoltaïque mais, n’ayant pas été posée par un professionnel, la vente du surplus à EDF est impossible. Impossible, par pour Eliott qui a trouvé un moyen de valoriser autrement l’électron solaire fatal.
Plutôt que de perdre cette énergie, Eliott a imaginé un système capable de préchauffer l’eau sanitaire grâce aux excédents solaires avant qu’elle n’entre dans le cumulus principal.
C’est de l’autoconsommation, du stockage thermique, où le petit jeune a dû programmer une carte Arduino Nano avec deux capteurs : l’un mesure la production solaire, l’autre la consommation électrique de l’habitation. Les données sont affichées en temps réel sur un écran LCD et un programme pilote plusieurs résistances chauffantes installées dans une cuve secondaire (cela reste du préchauffage).

Son idée est aujourd’hui commercialisée

Lorsque la production photovoltaïque dépasse la consommation du foyer, le système active progressivement les résistances afin d’utiliser l’excédent d’électricité pour chauffer l’eau. À l’inverse, si la maison consomme davantage qu’elle ne produit, certaines sont désactivées afin d’éviter de soutirer trop d’électricité sur le réseau.
C’est un projet de collégien impressionnant parce qu’Eliott explique avoir intégré un filtre passe-bas composé de résistances et de condensateurs afin de stabiliser les mesures électriques et améliorer la précision des données récupérées par la carte Arduino.
Il a donc gagné 1000€ dans le cadre du concours « Innovez pour la planète » organisé par Science & Vie Junior. Son idée est aujourd’hui commercialisée autrement notamment par la startup Elax, qui pilote les chauffe-eaux à distance et promet de réduire de 25% la facture d’électricité.

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Le plan Energie 2026-2028 de la région Ile-de-France a été dévoilé par sa présidente, Valérie Pécresse. Un plan écologique largement poussé par la crise des prix sur les énergies fossiles.

La région Île-de-France veut accélérer sa transition énergétique. Sa présidente, Valérie Pécresse, a présenté le 12 mai un « Plan Énergie 2026-2028 » doté de 850 millions d’euros. « À une période où l’on parle tant de politique des chèques, nous préférons une politique d’investissement », a défendu Valérie Pécresse lors de la présentation du plan devant la presse. En somme, une vraie politique écologique : investir dans les infrastructures plutôt que subventionner directement la consommation pour atténuer les effets de la crise.

La sobriété énergétique des bâtiments publics a la part belle, elle qui peut tant faire économiser à la région. Sur les 850 millions d’euros annoncés, 390 millions d’euros vont à la rénovation thermique des lycées franciliens pour diviser par deux leur consommation énergétique d’ici à 2030. Les copropriétés dégradées bénéficieront également de 30 millions d’euros d’aides.

Un nouveau « Contrat Énergie » sera proposé aux collectivités locales doté de 70 millions d’euros sur trois ans. Les projets retenus pourront recevoir jusqu’à un million d’euros pour financer des actions de rénovation énergétique, sur un éclairage public performant ou installer des énergies renouvelables.

Financer directement les ENR

En parlant d’ENR, une trentaine de millions d’euros seront consacrés à la géothermie, aux réseaux de chaleur renouvelables, au solaire thermique et photovoltaïque et à la méthanisation agricole. La région souhaite notamment accélérer la production de biogaz pour alimenter les transports franciliens.

Qu’ils sont loins les élus dogmatiques de LR à l’initiative de la PPL Grémillet l’été dernier, et qui avaient renchéri, aux cotés du RN, avec toujours plus de propositions anti-ENR (moratoire…). Comme quoi, la crise rend écolo, le président du parti Les Républicains a lui aussi adouci sa position. L’opportuniste candidat à la présidentielle appelait à « stopper le financement des énergies renouvelables ».

Il a, depuis, changé d’avis semble-t-il. « L’intermittence des ENR fait courir le risque de black-out » écrivait-il dans Le Figaro. Et son parti se rend-il compte de leur bénéfices pour faire baisser les prix ? Tout est histoire de raison garder, les crises ont parfois du bon.

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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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