Le parti d’extrême droite n’a pas dit son dernier mot concernant le moratoire sur les énergies renouvelables. Révélé par le média Greenunivers, le RN préparerait une nouvelle proposition de loi à faire passer avant la présidentielle.

Le Rassemblement national (RN) relance son moratoire sur les ENR. Selon le média Greeunivers, les députés RN finalisent une nouvelle proposition de loi (PPL) visant à instaurer un moratoire sur l’éolien et le photovoltaïque en métropole continentale. Le texte prévoit l’interdiction des nouveaux soutiens publics. Les grands projets solaires et éoliens, entre autres, n’étant pas rentables sans appel d’offres de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), cela reviendrait purement et simplement à stopper leur développement.

Selon le journaliste Paul Messad, cette proposition de loi s’inscrit dans un objectif plus large de faire baisser le prix de l’électricité autour de 50-60 euros le mégawattheure (€/MWh) avec la création d’un « prix national régulé de l’électricité », la modification de l’ordre de mérite du marché (qui fixe le prix sur la dernière centrale appelée) et la baisse de la fiscalité sur l’électricité, notamment.

Et ce moratoire ne s’appliquerait pas uniquement aux nouveaux projets. Un réexamen des contrats de soutien existants ainsi qu’une suppression du mécanisme de capacité seraient envisagés selon les sources de Greenunivers.

Continuer de mettre la pression jusqu’à la présidentielle

Les députés Maxime Amblard et Jean-Philippe Tanguy portent cette PPL, les mêmes qui étaient omniprésents lors de la PPL Gremillet, texte législatif derrière la PPE. En 2025 justement, un amendement similaire avait été adopté lors de l’examen de la proposition de loi Gremillet à l’Assemblée nationale et avait fait trembler toute la filière.

À un an de la présidentielle, l’attaque n’attend pas. C’est peut-être pour cela que l’AO 10, ce gigantesque appel d’offres éolien, est censé dévoiler ses résultats juste avant la présidentielle.

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Le gouvernement a publié le cahier des charges de l’appel d’offres éolien en mer numéro 10 (AO10) avec 10 gigawatts (GW) mis en concurrence sur onze projets répartis sur l’ensemble des façades maritimes françaises. C’est le plus gros appel d’offres jamais lancé.

Les candidats ont jusqu’au 12 octobre pour déposer leurs offres auprès de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). 10 GW, soit l’équivalent de la puissance de huit réacteurs nucléaires. Les lauréats seront dévoilés en février 2027, juste avant la présidentielle. L’AO10 et son cahier des charges montrent quelles zones seront privilégiées avec les puissances associées. La cartographie des zones prioritaires est la suivante : la Manche est la façade la plus importante, la Bretagne et la Méditerranée suivent sur l’éolien flottant.

La Méditerranée se concentre sur l’éolien flottant

La façade Manche Est – mer du Nord récupérera 4 GW avec trois extensions du futur parc de Fécamp Grand Large, chacune représentant 1,35 GW. Ils partageront leur raccordement pour diminuer les Capex. Sur la façade sud-atlantique, l’État remet également à l’AO le projet Oléron 1, un parc posé de 1,2 GW au large de la Charente-Maritime. En Bretagne, deux projets d’éolien flottant arriveront : Bretagne Nord-Ouest (1,2 GW) au large du Finistère et Bretagne Sud 2 (500 MW) au sud de la région.

La façade Méditerranée aura 3 GW. Le projet narbonnais Sud Hérault 2 avec 500 mégawatts (MW), Golfe de Fos 2 et Golfe du Lion Centre entre trois parcs pour 2,2 GW. Cette zone est un concentré d’éoliennes flottantes. Au total sur toutes les façades, l’appel d’offres se répartit quasiment également entre éolien posé (5,25 GW) et éolien flottant (4,9 GW).

Le pari d’une électricité à 100 €/MWh

Au-delà des volumes impressionnants, c’est le mécanisme de rémunération qui changera la stratégie des développeurs. Un objectif de prix moyen pondéré inférieur à 100 euros par mégawattheure (€/MWh) pour l’ensemble des projets attribués : concrètement, ce seuil ne s’appliquera pas parc par parc mais sur la moyenne des offres retenues.

Si cette moyenne dépasse 100 €/MWh, l’État pourra choisir de ne pas attribuer certains projets, sauf pour les extensions de Fécamp Grand Large, privilégiées car leur abandon engendrerait des coûts échoués de raccordement particulièrement élevés.

La CRE doute car, même si ce tarif n’est « pas a priori sous-dimensionné », elle met en garde contre l’inflation déjà subie par les développeurs et s’interroge sur le choix d’un prix moyen pondéré à l’échelle de l’appel d’offres plutôt qu’un plafond individuel par projet.

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Les barrages, les centrales nucléaires, tout l’outil de production, de transport et de distribution d’électricité est affecté par le changement climatique. EDF annonce une enveloppe de 8,7 milliards d’euros dans l’adaptation.

Les évènements extrêmes inquiètent EDF au point de l’inciter à sortir le porte-monnaie. L’énergéticien national a présenté début juin un plan d’adaptation de 8,7 milliards d’euros sur quinze ans. Soit 600 millions d’euros par an, quatre fois plus que le montant annuel dépensé aujourd’hui (150 millions). L’objectif est d’adapter les centrales nucléaires, entre autres moyens de production, aux vagues de chaleur inéluctables, aux faibles débits des cours d’eau et aux normes de rejets de chaleur dans les cours d’eau naturels.

Aujourd’hui, EDF est parfois limité dans sa production nucléaire en été à cause des hautes températures ou des faibles débits des cours d’eau. EDF étudie la généralisation de dispositifs de refroidissement de l’eau rejetée, déjà testés notamment à Civaux.

890 millions d’euros perdus en vingt ans

Selon la Cour des comptes, les pertes de production pour causes environnementales ont coûté 890 millions d’euros à EDF entre 2001 et 2023 et ont concerné 0,3 % de la production annuelle du parc. Ces indisponibilités pourraient être multipliées par trois ou quatre d’ici 2050, 1,4 % de la production à horizon 2035 si EDF ne met pas les bouchées doubles sur son adaptation.

RTE prévoit aussi 20 milliards d’euros pour que 80 % de son réseau électrique soit résilient aux fortes chaleurs et aux inondations ou submersions en 2040. Pour la Direction générale des entreprises, la quasi-totalité des acteurs stratégiques de l’énergie et du transport ont désormais engagé cette démarche.

Des points de PIB s’envolent avec le changement climatique

Fin 2024, 23 entreprises du portefeuille de l’Agence des participations de l’État, représentant 91 % de son chiffre d’affaires, avaient terminé leur étude de vulnérabilité climatique, soit une progression de 22 % en un an. Dans le même temps, 15 d’entre elles avaient déjà soumis leur stratégie d’adaptation à leurs instances de gouvernance (+13 % sur un an).

« Sans relèvement ambitieux des politiques climatiques actuelles, l’impact du changement climatique sur l’activité pourrait s’élever à [– 11 points de PIB en France en 2050]. Il apparaît donc nécessaire de renforcer les actions de réduction des émissions de gaz à effet de serre et d’accélérer les initiatives d’adaptation au changement climatique », assure la direction générale des entreprises.

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Les coûts d’utilisation des réseaux électriques français vont augmenter cet été, annonce la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Notamment parce que l’année a été très chaude. On vous explique pourquoi ce phénomène surprenant nécessite d’augmenter le portefeuille d’Enedis et de RTE, à travers la hausse d’une taxe : le TURPE.

Dans une délibération publiée le 8 juin, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) propose une hausse de 3,04 % du Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) haute tension A et basse tension (HTA-BT), exploité par Enedis, et de 3,34 % du TURPE haute tension B (HTB), de RTE. Toujours selon la CRE, elles devraient entraîner une hausse d’environ 1 % toutes taxes comprises des tarifs réglementés de vente de l’électricité (TRVE), toutes choses égales par ailleurs.

Une partie de cette augmentation s’explique par un écart entre les recettes attendues et celles effectivement perçues par les gestionnaires de réseau en 2025. Et c’est là que la chaleur a joué son rôle. Une année plus chaude que prévu, moins de chauffage électrique, moins de consommation d’électricité et donc moins de volume acheminé. La facture comportant un tiers de taxes, un tiers lié au prix de l’électricité et un tiers de TURPE, ce dernier a automatiquement baissé.

Enedis et RTE ont encaissé moins que ce qui avait été anticipé lors de la construction tarifaire. La CRE compense donc ce décalage dans leur futur budget. Mais la chaleur ne suffit pas à expliquer, à elle seule, la baisse de TURPE collecté

Un réseau plus délicat à équilibrer

RTE et Enedis doivent, certes, apporter les électrons des centrales jusqu’à chez nous, les consommateurs. Mais RTE doit aussi, en permanence, veiller à ce que la consommation soit égale à la production pour ne pas dépasser les limites du réseau. Comme une canalisation dans laquelle coule de l’eau. Sinon, il y a congestion. Et cela a un prix.

Elles ont été plus fréquentes et coûteuses qu’anticipé. Les écarts de prix entre la France et ses voisins européens ont en effet entraîné des flux transfrontaliers importants, parfois supérieurs à ce que certaines portions du réseau pouvaient absorber dans des conditions normales. RTE a notamment dû gérer des tensions hautes provenant des renouvelables et de la baisse ponctuelle de la consommation dans certaines zones.

L’article Il fait trop chaud, cette taxe qui finance le réseau électrique va donc augmenter le 1er aout 2026 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Un nouveau tour de vis budgétaire visant notamment MaPrimeRénov’ a été révélé par le média Contexte. Le gouvernement a décidé fin mai de « surgels » de crédits attribués à l’organisme de financement de la rénovation énergétique.

Des surgels et autres mots du langage budgétaire pour annoncer des coupes dans les programmes de l’État pour la transition écologique. Le programme « urbanisme, territoires et amélioration de l’habitat » en fait les frais, lui qui finance notamment MaPrimeRénov’. Il est frappé par un surgel de 284 millions d’euros en autorisations d’engagement et de 134,5 millions d’euros en crédits de paiement.

Même le budget de la sûreté nucléaire est raboté

Le Fonds vert, fléché vers les projets des collectivités, perd de son côté 162,5 millions d’euros en autorisations d’engagement et 53,9 millions d’euros en crédits de paiement. Le programme « Service public de l’énergie » voit son budget baisser de 30 millions d’euros et la « Sûreté nucléaire et radioprotection » perd 1,6 million d’euros.

Mais que veulent dire ces mots abstraits ? Un « gel » consiste à mettre en réserve une partie des crédits votés afin de limiter les dépenses de l’État. Un « surgel » correspond à une réserve supplémentaire. Quant à la colonne « dégel à venir » figurant dans les documents transmis aux parlementaires, elle comprend les crédits destinés à être annulés définitivement après une étape technique de dégel.

MaPrimeRénov’, symbole des atermoiements

Ce n’est franchement pas une bonne nouvelle pour MaPrimeRénov’. Elle est le symptôme visible des politiques qui n’ont pas de continuité. Une fois dépassée par l’engouement qu’elle suscite, cible politique ou ajustement budgétaire, elle n’a fait que subir les changements de volonté de l’exécutif. Depuis deux ans, le dispositif navigue à vue, créant une instabilité dénoncée par les professionnels de la rénovation énergétique et les ménages.

L’article MaPrimeRénov’ : l’État se prépare (encore) à trifouiller son budget est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Se passer des énergies fossiles, c’est bien pour le climat mais pas pour les finances de l’État dans l’immédiat.

Les finances publiques pourraient pâtir du manque de recettes fiscales à mesure que le pétrole, un produit énergétique taxé, sera moins consommé, au profit notamment de l’électricité. On n’y est pas encore, mais c’est l’un des principaux enseignements du rapport publié le 3 juin par le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO), un organisme rattaché à la Cour des comptes.

Aujourd’hui, les carburants, le gaz et le fioul rapportent beaucoup à l’État. En 2024, la fiscalité énergétique (toutes énergies confondues) a rapporté 59,7 milliards d’euros, c’est 2 % du PIB français. Elle vient des accises sur les produits énergétiques qui ont généré 39,5 milliards d’euros auxquelles s’ajoutent 17,6 milliards d’euros de TVA et quelques résidus.

Et comme on peut s’en douter, ces recettes proportionnelles au prix et au volume acheté vont s’amenuiser avec le pétrole. En s’appuyant sur les hypothèses de la future Stratégie nationale bas carbone (SNBC), la Direction générale du Trésor estime que les recettes nettes d’accise sur l’énergie pourraient perdre 7 à 10 milliards d’euros dès 2030 et 15 à 30 milliards d’euros en 2050. Dans le scénario le plus défavorable, c’est un point de PIB.

Vers de nouvelles taxes pour compenser la perte ?

L’électrification des usages, le développement des véhicules électriques, la rénovation thermique des bâtiments ou encore la baisse de la consommation d’énergie fossile réduiront progressivement l’assiette fiscale sur laquelle repose aujourd’hui une part importante des recettes publiques. Et le rapport souligne que les revenus des marchés carbone (qui étalent leur champ d’application progressivement) ne pourront pas compenser cette perte, puisqu’ils vont eux-mêmes diminuer à mesure que les émissions de gaz à effet de serre reculeront.

Et donc, comment remplacer ces recettes ? Le CPO a quelques idées. Il recommande de maîtriser les dépenses publiques et de recourir à d’autres prélèvements sur les usages de l’énergie, sur des produits dont la demande est peu sensible aux prix sur la consommation. Le rapport mentionne aussi la fiscalité des véhicules ou celle liée à l’usage des infrastructures routières.

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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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