Les trois projets HydroZère (Engie Solutions H2), eM-Rhône (Elyse Energy) et FertHySomme (FertigHy) percevront 778 millions d’euros pour concevoir leurs électrolyseurs et produire de l’hydrogène décarboné.

Près de six ans après l’annonce de la stratégie nationale hydrogène, le gouvernement vient de désigner les premiers bénéficiaires du mécanisme de soutien à la production d’hydrogène décarboné par électrolyse. Les projets HydroZère (Engie Solutions H2), eM-Rhône (Elyse Energy) et FertHySomme (FertigHy) se partageront 778 millions d’euros d’aides sur quinze ans, a annoncé le ministère de l’Économie dans un communiqué de presse. Ils représentent 161,4 mégawatts (MW) de capacités d’électrolyse.

En Lozère, HydroZère concevra un électrolyseur de 5 MW sur le site d’ArcelorMittal de Saint-Chély-d’Apcher pour remplacer l’H2 produit par vaporeformage du méthane et alimenter les fours de recuit de l’aciériste. À Salaise-sur-Rhône, en Isère, eM-Rhône est soutenu sur 61,1 MW de son électrolyseur de 210 MW. Cette partie du projet produira environ 50 000 tonnes par an de méthanol bas-carbone pour l’industrie chimique. Ces volumes ne s’adressent pas aux carburants de synthèse pour le transport maritime ou aérien.

Le troisième, FertHySomme (FertigHy) voit sa capacité soutenue à hauteur de 95,3 MW des 200 MW d’électrolyseurs. Elle est destinée à alimenter une nouvelle usine d’engrais azotés bas carbone dans la Somme.

Une stratégie hydrogène qui a mis du temps à être définie

Le dispositif ne date pas d’hier (2020) mais a réellement été lancé fin 2024. Tout est souvent long à se décider dans l’hydrogène, et c’est maintenant que l’État aide à compenser l’écart de coût entre l’hydrogène produit par électrolyse et celui issu du gaz naturel fossile. Nous écrivions sur le soutien démesuré par rapport à ses effets et les critiques de la Cour des comptes sur l’ancienne trajectoire H2 qui visait les voitures. Désormais, la stratégie est recentrée et l’avenir nous dira si ces électrolyseurs peuvent être économiquement viables.

Sur les dix projets présélectionnés lors de la phase de dialogue concurrentiel, seuls six ont finalement déposé une offre et trois ont été retenus. Le gouvernement n’a pas dévoilé le nom des candidats recalés mais c’est vrai qu’il manque GravitHy. Le soutien de son projet de production de fer préréduit à Fos-sur-Mer alimenté par un électrolyseur de 720 MW ne pouvait pas cumuler cette aide avec le mécanisme de compensation des coûts indirects du carbone destiné aux industries électro-intensives. L’entreprise a déposé, le 23 juillet (lendemain de l’AO), ses demandes de permis de construire et d’autorisation environnementale en espérant être sélectionnée lors d’un deuxième tour.

D’autres comme Verso Energy, Lhyfe ou H2V n’avaient pas candidaté, car les usages destinés à l’export ou aux transports étaient exclus de cette première tranche.

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La Commission de régulation de l’énergie estime que les charges de service public de l’énergie (CSPE) bondiront de 15 % en 2027. Elles augmentent année après année depuis la fin de la crise des prix.

La facture du soutien de l’État aux énergies renouvelables (ENR) continue sa hausse. Dans une délibération publiée le 20 juillet par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), les prévisions des charges de service public de l’énergie (CSPE) pour 2026 s’élèvent à 12,3 milliards d’euros, et, dès 2027, ces charges devraient atteindre 14,2 milliards d’euros, soit +1,9 milliard (+15,4 %) en un an.

Certes, les charges avaient été moins élevées qu’anticipé lors du même exercice, il y a un an, en 2026. L’anticipé (6,79 milliards) est plus élevé que le corrigé (6,24 milliards), notamment grâce à la diminution des primes versées aux installations photovoltaïques sous les arrêtés tarifaires S17 et S21.

Le soutien au biométhane moins coûteux grâce aux prix élevés du gaz

Le soutien au biométhane coûte lui aussi moins cher qu’anticipé. La hausse des prix du gaz augmente en effet les revenus tirés de la vente du biométhane sur les marchés, réduisant mécaniquement la compensation versée par l’État. Le soutien aux ENR est un contrat pour différence : un tarif cible est garanti, la production est vendue sur le marché et l’État vient combler ou récupérer la différence entre le tarif cible et le prix de marché si le prix est inférieur ou supérieur respectivement. Il ne coûtera finalement pas 1,74 mais 1,57 milliard d’euros.

Malgré ces provisions plus élevées et corrigées, les CSPE sont en augmentation régulière, particulièrement avec la hausse des renouvelables soutenus et déployés.

Limiter les heures à prix négatifs pour économiser

Et le rythme est plutôt à une augmentation de la CSPE même si le mode de rémunération et son montant essaient de les faire baisser. C’est parce que les volumes ENR augmentent. En 2025 : 75 térawattheures (TWh) sous appel d’offres ou obligation d’achat, 89 TWh en 2026 et 98,7 TWh en 2027. En deux ans, 24 TWh supplémentaires seraient soutenus par l’État.

Le biométhane se met, lui aussi, à augmenter ses charges. +263 millions d’euros en 2027 avec des prix du gaz en baisse et des volumes de biométhane en hausse. Des économies de CSPE pourraient venir, selon la CRE, des épisodes de prix négatifs à moins compenser. Obliger d’arrêter leur production lorsque les prix de marché sont négatifs permettrait d’économiser 100 millions d’euros par an. Comme les 26 avril et 1ᵉʳ mai 2026 où les prix spot ont atteint -500 €/MWh sur certaines heures et où l’État aurait perdu 40 millions d’euros.

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Dans une boîte à outils publiée le 17 juillet, la Commission européenne expose ses conseils aux États membres pour que les énergies renouvelables soient mieux acceptées localement.

Accélérer le déploiement des ENR n’est pas qu’une histoire de réseau, de politique industrielle, de technologie et de volonté. La Commission constate de plus en plus un autre phénomène, à mesure que le déploiement s’accélère : l’acceptabilité locale. Comme en témoigne le gigantesque appel d’offre 10 (AO 10) français, qui prévoit l’installation de cinq gigawatts (GW) d’éoliennes sur terre et cinq autres gigawatts d’éoliennes en mer. Comment convaincre et faire adhérer les citoyens qui auront une éolienne ou des panneaux solaires dans leur champ de vision ?

Pour répondre à cette question qui relève uniquement de l’humain, Bruxelles a publié une boîte à outils recensant les bonnes pratiques déjà mises en œuvre dans plusieurs pays européens et qui ont fonctionné. Présentée dans le paquet réseaux, elle recommande d’inclure dès le début les citoyens. Informer ne suffit plus. Il faut que les populations tirent directement un bénéfice de ces installations.

Redistribuer une partie des revenus aux riverains

Alors, comment partager la valeur ? En incitant les habitants à intégrer le capital des projets via des modèles coopératifs ou du financement participatif, par exemple. Une autre possibilité est de reverser une partie des revenus des parcs aux territoires, par exemple à travers des fonds locaux finançant des équipements publics ou des projets environnementaux (c’est déjà le cas en France) ou encore la réduction de facture pour les riverains du parc.

Aussi, au travers des communautés énergétiques. Elles permettent de devenir acteur de la production renouvelable et de partager les bénéfices économiques (ainsi que les contraintes de consommation). Au Danemark, les propriétaires peuvent être indemnisés lorsqu’un projet d’énergie baisse la valeur de leur logement de plus de 1 % de la valeur immobilière. Les Danois peuvent aussi intégrer le capital des projets.

Mieux associer les citoyens aux décisions

Les compensations financières, c’est bien, mais Bruxelles estime qu’il faut revoir les procédures de concertation. Les habitants sont souvent consultés trop tard, une fois les choix déjà arrêtés (c’est plus vraiment de la concertation…). Il faut plus échanger, plus tôt, avec des réunions publiques, des plateformes d’information et, lorsqu’il y a besoin, appeler des médiateurs indépendants pour faciliter le dialogue entre développeurs, collectivités et riverains.

Les recommandations de la Commission restent évidemment non contraignantes pour les États membres. C’est bien une boîte à outils dont, notamment en France, certaines mesures sont déjà implémentées.

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Après l’explosion d’un transformateur en Bretagne fin juin en pleine canicule, les salariés de RTE ont choisi d’exercer leur droit d’alerte.

Le 23 juin dernier, un rare incident s’est produit en Bretagne : deux transformateurs condensateurs de tension (TCT) ont explosé dans un poste électrique de 225 000 volts à Ergué-Gabéric près de Quimper. Aucune victime mais tout de même 119 000 foyers qui se sont retrouvés privés d’électricité.

Quelques jours plus tard, les représentants du personnel de RTE Maintenance ont décidé de pousser un coup de gueule et d’alerter sur un « danger grave et imminent ». Ils demandent à mieux tracer les incidents survenus pendant les deux canicules, cartographier les équipements sensibles à la chaleur et à réévaluer les mesures de sécurité autour des installations à risque. « Nous voulons mettre l’employeur face à ses responsabilités », expliquent les représentants syndicaux devant la « fragilisation globale des conditions de sûreté d’exploitation ».

Des équipements vieillissants, mais un plan en préparation

Alors qu’est-ce qu’un TCT ? Ce sont des transformateurs condensateurs de tension. Ils mesurent la tension sur les lignes électriques et la surveillent. Leur isolation repose sur de l’huile et du papier qui se dégradent avec le temps. Lors de fortes chaleurs, l’humidité peut s’y immiscer et créer des décharges électriques. Cette explosion pourrait ne pas être un cas isolé, car 500 équipements de ce type sont encore en service en France.

C’est faible par rapport aux actifs sous gestion de RTE, qui exploite plus de 100 000 kilomètres de lignes haute et très haute tension et près de 2 700 postes électriques, mais ils sont révélateurs, pour les syndicats, du vieillissement des infrastructures et de leur non-adaptation à la chaleur. Évidemment, la direction de RTE juge marginal le risque que cela survienne à nouveau même si des équipements ont dû être déconnectés préventivement, reconnaît-elle.

RTE prévoit, de toute manière, d’investir dans la modernisation de son réseau avec un méga plan. Aussi, pour l’adapter au réchauffement climatique, avec 100 milliards d’euros au total.

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Les agents d’EDF bénéficient d’une importante ristourne sur le prix de leur électricité. La Cour des comptes préconise de revoir rapidement cet avantage qui pèserait lourd sur les finances de l’entreprise.

700 millions d’euros par an. C’est le coût du tarif préférentiel dont bénéficient les salariés et retraités d’EDF selon le dernier rapport de la Cour des comptes. Publié le 17 juillet sur le thème plus large de la gestion des ressources humaines du groupe, les magistrats jugent cet avantage devenu « démesuré » et estiment qu’il « ne peut perdurer en l’état ». Ça coûte trop cher à l’entreprise, déjà bien endettée, disent-ils tout simplement.

Pourquoi les employés ont-ils accédé à cet avantage, et pas des moindres ? Après la nationalisation d’EDF, le tarif agent est né et les employés dépensent une somme symbolique pour leur fourniture d’électricité. Redevables aujourd’hui de 0,0061 € par kilowattheure (kWh) d’électricité et de 0,0024 €/kWh de gaz, ils n’ont pas bougé depuis 1951 pour l’électricité et 1962 pour le gaz. C’est plus de trente fois moins cher que le tarif réglementé de l’électricité proposé au grand public, actuellement à 0,194 €/kWh.

Et depuis 2021 où les prix se sont envolés, la Cour des comptes calcule que les agents ne paient plus que 2,2 % du prix moyen de l’électricité et 1,8 % de celui du gaz en comparaison avec les autres ménages.

Réformer, oui, mais pas de suite, estime le PDG d’EDF

En 2024, cela a coûté au total 700 millions d’euros. Et parce qu’il est maintenu aux retraités, le groupe doit provisionner des engagements sociaux de long terme pour 3,9 milliards d’euros. La Cour ne veut pas le supprimer mais le réformer avec le plafonnement des volumes d’énergie achetés au tarif agent et l’indexation du tarif sur les coûts réels de l’énergie.

Dans sa réponse annexée au rapport, on imagine comment le sujet doit être sensible et la réponse regardée par les salariés. Le PDG d’EDF Bernard Fontana partage l’analyse, le travail du gouvernement qui a déjà planché dessus, mais, dit-il, ce n’est pas forcément le moment de s’y attaquer. Avec la prolongation du parc nucléaire existant, la construction de nouveaux EPR2, les investissements dans les réseaux et le développement des énergies renouvelables, pas question de soulever une grogne chez les salariés. Il faudra une implication des équipes et des recrutements massifs pour mener ces chantiers à bien. Il est donc nécessaire de préserver « un fort engagement du corps social ».

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Un rapport annuel de la banque d’affaires Lazard affirme que les énergies renouvelables sont les plus compétitives en cout complet.

Le rapport de Lazard sur le coût actualisé des différentes technologies de production d’électricité (LCOE) est attendu chaque année par le secteur énergétique pour mesurer la compétitivité, en coût complet, de chaque mode de production. Ce rapport considérait, jusqu’à l’année dernière, les capex et opex propres à chaque énergie mais pas les investissements réseau nécessaires et la flexibilité qui doit accompagner ces modes de production. C’était le reproche régulièrement adressé aux énergies renouvelables (ENR), coûteuses pour le réseau électrique global en flexibilité et disponibilité, alors que leur production est peu chère si elle est regardée de manière isolée.

Le solaire, un poil moins cher

La conclusion de la banque d’affaires est, pour la première fois, que les renouvelables sont quand même parmi les plus compétitives même en prenant en compte les coûts (presque) complets. Pour le calculer, voici comment elle s’y est prise, avec un exemple : dans la zone du gestionnaire de réseau américain PJM (à l’est des États-Unis), le solaire n’est crédité que de 12 % de capacité « ferme », la part jugée réellement fiable à la pointe de demande. Garantir les 88 % restants ajoute 37 $/MWh au coût de production qui passe de 86 à 123 $/MWh. À comparer aux 51–129 $/MWh d’une centrale à gaz neuve à cycle combiné : le solaire « fermé » reste dans la fourchette, mais en haut.

Appelé dans le rapport « Levelized Firming Cost », cet indicateur estime le coût supplémentaire nécessaire pour garantir la disponibilité de l’électricité produite par chaque filière. Et même avec ce surcoût, le solaire et l’éolien restent parmi les solutions les plus compétitives pour construire de nouvelles capacités de production.

Un LCOE qui remonte tout de même

Le coût complet du solaire varie entre 98 et 167 $/MWh et celui de l’éolien entre 95 et 155 $/MWh. Comme évoqué précédemment, une nouvelle centrale à gaz à cycle combiné affiche un coût compris entre 51 et 129 $/MWh, tandis qu’une turbine de pointe grimpe entre 144 et 276 $/MWh.

Hors coût complet, le photovoltaïque est en tête avec un LCOE de 40 à 98 $/MWh juste devant l’éolien terrestre (37 à 99 $/MWh). Le nucléaire neuf reste la filière la plus coûteuse (entre 175 et 255 $/MWh).

Une moins bonne nouvelle est qu’après plus d’une décennie de baisse du LCOE, les coûts se stabilisent. La hausse du coût du capital, les tensions sur les chaînes d’approvisionnement et l’augmentation des coûts de construction freinent les gains. C’est par exemple observé sur le stockage. Pour une batterie lithium-ion de 100 MW avec quatre heures d’autonomie, le LCOS (« S » pour storage) a augmenté de 254 $/MWh en 2025 à 292 $/MWh en 2026 (+15%).

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Le solaire et l’éolien ne pourront plus se développer n’importe où, la faute à un réseau de distribution saturé. Enedis et RTE publient une nouvelle carte pour orienter les porteurs de projets vers les territoires où le réseau peut encore accueillir de nouvelles capacités.

Dès qu’il y a de la transparence, il y a orientation de la stratégie. Avec la publication de cette carte interactive pour que les développeurs analysent où il reste de la place sur les postes en France. Ils pourront alors relocaliser leur prospection de foncier, et réagir lors de chaque mise à jour prévue plusieurs fois par an. Jusqu’à présent, il y avait Cartostock pour en savoir plus sur les places disponibles pour accueillir les batteries (Le réseau est d’ailleurs saturé, il n’y a plus de place sauf à attendre le renforcement du réseau ou d’accepter des limitations dues aux congestions). Désormais, cet outil s’accompagne d’une carte des zones en contrainte pour raccorder en HTA ou BT.

Lorsqu’on ouvre cette carte, on y distingue trois couleurs : les zones blanches, où Enedis n’est pas gestionnaire du réseau, les zones rouges, où le raccordement sera bloqué à court terme par manque de capacité et les zones non saturées, où des études au cas par cas restent doivent être menées avant tout projet d’installation. Si 10% de la capacité est saturée, 90 % des zones couvertes par Enedis disposent encore de capacités d’accueil pour de nouvelles installations, c’est le verre à moitié plein. Les secteurs saturés devront attendre le renfoncement du réseau, avec le grand plan d’investissement attendu pour ces prochaines années. Enedis estime devoir consacrer 10 milliards d’euros au raccordement des énergies renouvelables entre 2022 et 2040.

En attendant, les producteurs peuvent accepter des limitations temporaires en injection à certaines heures, développer du stockage par batteries colocalisé (les derniers AO PPE2 sol et neutre le prévoient).

Des campagnes saturées

Les zones sous tension sont principalement dans des territoires ruraux. Dans le Lot-et-Garonne, l’Indre ou la Lozère, le développement du photovoltaïque sur les toitures agricoles a dépassé les capacités initialement prévues par le réseau et l’ont saturé en injection. En réalité, cela fait des décennies que le réseau a été conçu pour transporter l’électricité produite par quelques grandes centrales vers les consommateurs. Avec le solaire et l’éolien, les flux deviennent plus décentralisés et les zones de production sont rarement les zones de consommation.

Jusqu’ici le foncier était le goulot d’étranglement (les parcelles étaient de plus en plus dures à sécuriser avec la concurrence grandissante), mais désormais, le réseau risque de bientôt le devenir.

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Beaucoup l’auront remarqué ces dernières semaines : un logement classé DPE A ou B ne garantit pas un intérieur supportable pendant la canicule. Historiquement, le DPE privilégie largement la bonne conservation de la chaleur l’hiver mais néglige le confort d’été. Un constat qui pose problème à l’heure du réchauffement climatique. 

Cela peut sembler surprenant mais des logements peu énergivores, rénovés et très bien notés par le DPE, peuvent être de vraies bouilloires thermiques en période caniculaire. À l’inverse, certains logements au moins bon DPE peuvent être plus confortables l’été avec leur conception, leurs volets ou leur inertie.

Créé pour évaluer la consommation d’énergie et les émissions de gaz à effet de serre d’un logement, le DPE répond à la question : combien d’énergie faut-il pour chauffer ? Il est vrai que depuis sa réforme de 2021, le DPE intègre une évaluation du confort d’été. Mais cela pèse peu dans le classement. Pourtant, l’enjeu est important car la lettre qui classe les logements de A à G est la première regardée par les vendeurs, acquéreurs et locataires. Peu de monde regarde la note du confort d’été.

Et le problème, c’est que les critères qui protègent d’une canicule ne sont pas exactement les mêmes que ceux qui permettent de réduire les besoins en chauffage. L’orientation des fenêtres, la présence de volets, la possibilité de créer une ventilation qui traverse l’appartement, l’inertie des matériaux ou la capacité du bâtiment à évacuer la chaleur accumulée sont autant d’éléments qui pèsent dans le confort estival.

Une solution à Lyon

Une grande baie vitrée exposée plein ouest sans store extérieur peut très bien rentrer dans la catégorie « appartement performant énergétiquement » mais être un calvaire en été. A l’inverse, une mauvaise gestion de l’inertie peut devenir très problématique en créant un phénomène de surchauffe. De la même manière, certains paramètres comme les ombrières au dessus des ouvertures sont des solutions simples, mais pas assez prises en compte, pour limiter la surchauffe des bâtiments.

À Lyon, la municipalité de l’écologiste Grégory Doucet veut contourner les failles du DPE (décidé nationalement) avec la notion de « bouilloires thermiques », que seraient 62% des appartements de la ville. Il travaille à un fond d’adaptation pour financer des volets, des brasseurs d’air, et faire évoluer les critères d’insalubrité des logements en intégrant « comme pour le plomb ou l’amiante, une trop grande exposition à la chaleur ».

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Un quart de l’électricité européenne, 52 térawattheures (TWh), c’est gigantesque ce qu’a produit le solaire dans l’UE. Première source d’électricité, cette énergie renouvelable est déployée à tout va dans l’UE.

Dans un rapport publié par Ember le 14 juillet, on apprend que le photovoltaïque a généré 52 TWh d’électricité sur le seul mois de juin, c’est un quart de la production européenne. Mai était déjà un record avec 47 TWh (23 % du mix). En quatre ans, on observe un véritable boom : en juin 2022, le solaire ne fournissait encore que 26 TWh, (13 % du mix).

Avec ses 25%, le solaire a éclipsé les autres modes de production : le nucléaire à 21 %, le gaz à 15 %, l’éolien à 14 %, l’hydroélectricité à 12 % et enfin le charbon (8 %). Au total, les renouvelables ont couvert 55 % de l’électricité consommée dans l’Union européenne ce mois de juin.

L’Allemagne et l’Espagne leaders européens

Sans surprise, les marchés où le solaire s’est le plus développé sont l’Allemagne (où le solaire a produit 36 % de l’électricité en juin) et l’Espagne (34 %). La Belgique, les Pays-Bas et le Portugal ont aussi dépassé le tiers du mix. Dans plusieurs pays, Hongrie et les États baltes, le solaire a même approché la moitié du mix électrique mensuel même si leur contribution, en TWh, est marginale au niveau européen.

L’Europe a dû répondre à une vague de chaleur où les climatiseurs ont augmenté la demande. Le solaire a largement aidé même si nous relevions que le gaz prenait le relai en France pour notamment soutenir… ce même voisin allemand.

De son côté, la France est restée à la traîne. Selon RTE, le solaire a produit environ 4,4 TWh en juin, (11 % du mix). Il s’est classé deuxième source d’électricité ce mois-ci devant l’hydroélectricité (4,2 TWh).

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L’enjeu était de taille : permettre le soutien financier de l’État pour déployer jusqu’à 11 GW d’éoliennes offshore. Après étude, la Commission Européenne vient de valider le programme de financement de l’AO10, d’un montant maximal de 63 milliards d’euros sur 25 ans. Ces 11 nouveaux projets devraient être attribués juste avant les prochaines élections présidentielles. 

Bien que le cahier des charges ait déjà été publié le 12 juin, la Commission européenne a autorisé a posteriori le dispositif d’aide publique associé au dixième appel d’offres français d’éolien en mer, l’AO10. Comme c’est un appel d’offre om l’Etat comblera l’écart entre le prix de vente et le tarif retenu dans le cadre de l’appel d’offre, c’est bien une aide publique conséquente.

L’avis de Bruxelles vient donc sécuriser l’aide la plus grande jamais autorisée en France dans l’éolien. Onze parcs éoliens répartis sur plusieurs façades maritimes, en mer du Nord, dans l’Atlantique et en Méditerranée, 11,1 GW et jusqu’à 47,8 TWh de production d’électricité chaque année (10,6 % de la consommation électrique française), les chiffres donnent le tournis.

Les futurs exploitants auront biddé un prix, remporté un ou plusieurs parcs à ce tarif (pouvant atteindre 100 €/MWh). Si les prix de marché passent sous ce niveau, l’État compensera l’écart. À l’inverse, si les prix dépassent ce seuil, les producteurs reverseront une partie des revenus supplémentaires aux pouvoirs publics (c’est quand même moins probable dans ce sens).

63 milliards d’euros : un plafond théorique mais qui ne devrait pas être atteint

Le montant annoncé par Bruxelles – jusqu’à 63 milliards d’euros – correspond au coût maximal potentiel du dispositif sur toute sa durée. Il ne s’agit pas d’une dépense immédiate de l’État mais d’un scénario extrême dans lequel les prix de l’électricité resteraient bas. Dans un scénario intermédiaire, le coût net pour les finances publiques serait compris entre 5 et 10 milliards d’euros. Si les prix de l’électricité restent élevés, le mécanisme pourrait même devenir favorable à l’État grâce aux reversements effectués par les producteurs.

En miroir, le gouvernement insiste sur les 35 milliards d’euros liés à la construction des parcs, 15 milliards pendant leur exploitation et environ 7 milliards de recettes fiscales qui seront générés, soit 57 milliards de retombées potentielles + 20 milliards d’euros à la charge de RTE. Même si le montant peut paraître démesuré, certains dans le secteur considèrent le tarif insuffisant sur l’éolien flottant. En Méditerranée par exemple et dans les zones où les fonds marins sont trop profonds pour des fondations classiques, la construction reste encore coûteuse et moins mature que l’éolien posé.

Avec cet appel d’offres, la France se rapprochera de l’objectif de 15 GW d’éolien en mer installés en 2035 (2 GW aujourd’hui).

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Le gouvernement continue de vouloir favoriser l’électricité au détriment des énergies fossiles. Dans cette dynamique, le coefficient de conversion de l’électricité va passer de 1,9 à 1,7 pour le Diagnostic de performance énergétique (DPE). Cette évolution réduit considérablement l’écart de considération avec le gaz qui est toujours moins taxé et mieux considéré. La mesure devrait être appliquée à partir du 1er janvier 2027. 

Le projet d’arrêté sera examiné le 23 juillet par le Conseil supérieur de l’énergie pour faire passer le coefficient de conversion de l’électricité en énergie primaire à 1,7. Après l’avoir ramené de 2,3 à 1,9 au 1er janvier 2026, l’exécutif jugeait déjà que la méthode de calcul continuait à pénaliser les logements chauffés à l’électricité face au gaz. Lors de la présentation de son plan d’électrification, le 23 avril, il avait annoncé vouloir descendre « autour de 1,7 ». La promesse est tenue, mais diable que ce fut long.

En abaissant ce coefficient, la consommation d’énergie primaire des logements électriques diminue mécaniquement et leur étiquette du DPE s’améliore. Selon la fiche d’impact adossée au projet d’arrêté, la réforme fera sortir autour de 125 000 logements du parc locatif privé du statut de passoire thermique. Sur les résidences principales, 300 000 logements ne seraient plus classés F ou G. Cela fait plus d’un tiers au total des passoires chauffées à l’électricité qui changeraient ainsi de catégorie. Pour tous les diagnostics réalisés depuis juillet 2021, une attestation mettant à jour automatiquement la nouvelle étiquette sera disponible gratuitement sur l’Observatoire DPE-Audit de l’ADEME à partir du 1er janvier 2027.

Les sénateurs ne semblent pas comprendre le besoin de différencier gaz et électricité

C’est stratégique pour ces logements. Ceux qui sortiront des classes F ou G échapperont notamment au gel des loyers prévu par la loi Climat et Résilience. Les bailleurs concernés pourront à nouveau appliquer l’indexation annuelle ou revaloriser le loyer lors d’une relocation. Hasard du calendrier ou pas, cette réforme intervient alors que le Parlement s’apprête lui aussi à desserrer l’étau sur les passoires thermiques. Le 8 juillet, le Sénat a adopté un projet de loi autorisant, sous conditions, la poursuite de la location de logements classés F ou G si leur propriétaire s’engage à réaliser des travaux dans un délai de trois à cinq ans. Mais cette mesure concerne aussi le gaz, accroissant par-là l’inégalité réduite par l’abaissement du coefficient qui nous intéresse.

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Le développeur Photosol a inauguré la deuxième centrale solaire la plus puissante de France à Creil, dans l’Oise, sur l’ancienne base militaire BA110. Elle affiche près de 202 MWc grâce à ses 330 000 panneaux photovoltaïques.

La reconversion des friches militaires en sites de production d’énergie renouvelable a fonctionné avec Photosol, pour déployer la deuxième plus grande centrale solaire française. 202 mégawatts crête (MWc), la plaçant juste derrière celle de Cestas et ses 300 MWc. L’ancienne base aérienne 110 se prête bien à accueillir des panneaux solaire, au vu de sa taille et son artificialisation. Le parc s’y déploie sur 147 hectares avec ses 332 000 panneaux. Mis en service progressivement depuis avril, il devrait produire près de 200 GWh d’électricité par an.
Il trouve sa naissance avec le plan gouvernemental « Place au Soleil » lancé en 2018 (c’est dire s’il a été lancé il y a longtemps !) qui encourageait à l’époque le développement de centrales renouvelables sur le patrimoine de l’État. À l’issue d’un appel à manifestation d’intérêt du ministère des Armées, Photosol a été retenu en 2020 pour développer le site dans le cadre du 4e AO PPE2.

Après plusieurs années d’études environnementales, de procédures administratives et de travaux de raccordement, la centrale entre aujourd’hui en exploitation commerciale. L’investissement d’environ 150 millions d’euros a été soutenu par Bpifrance et Caisse d’Epargne avec un contrat d’achat de l’électricité (PPA) sur vingt ans.

Les difficultés de l’époque sont partiellement levées aujourd’hui

Aujourd’hui, les parcs PV ont du mal à trouver du foncier, sans parler de la baisse des volumes appelés dans les AO. Les contraintes à respecter sont nombreuses. D’ailleurs, un autre projet est actuellement bloqué en Gironde, Horizeo, car il artificialise une grande parcelle et ne respecte pas la loi Zéro artificialisation nette. De ce fait, les mairies sont souvent vent debout contre les panneaux solaires…
Du côté de Creil, le projet a mis du temps à sortir de terre. Photosol justifie son retard (6 ans de développement) par les délais d’instruction du permis de construire et « l’intégration de l’ensemble des exigences environnementales et réglementaires ».

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C’est désormais presque une habitude : la France vient de battre un record d’exportation de son électricité, cette fois sur un semestre, avec 51 TWh fournis aux voisins. Comme toujours, ce chiffre est à la fois encourageant et inquiétant sur le mix électrique de la France. 

La France a exporté 51 térawattheures (TWh) d’électricité au premier semestre 2026. Si 2025 était historique, avec 92 TWh exportés sur l’année, le premier semestre dépasse de loin la moitié de ce record.Nous ferons le bilan en décembre 2026, sans nul doute marquera une nouvelle année record. Un nucléaire en forme, des prix plutôt bas et des voisins subissant une dunkelflaute, à savoir une période sans soleil ni vent, en particulier en Allemagne, et les électrons fusent dans les réseaux voisins.

Thomas Veyrenc, membre du directoire de RTE, l’explique aussi par la progression du solaire, dans une moindre mesure. « L’effet du développement des renouvelables ajouté au nucléaire demeure essentiellement additif : plus de production, qui remplace des productions fossiles en France et en Europe, davantage d’exports tant que la consommation n’augmente pas ». Allemagne-Belgique (14 TWh), Italie (14 TWh), Royaume-Uni (12 TWh) sont les pays vers lesquels nous exportons et très légèrement importateur depuis l’Espagne (-1 TWh). Combiné à cela une demande atone, qui ne décolle pas et reste inférieure au niveau pré-covid, c’est le mix parfait pour envoyer près de 10% de notre production à l’étranger.

Bientôt plus exportateurs ?

Certes, Thomas Veyrenc salue, dans un post LinkedIn, le marqueur d’une électricité compétitive et décarbonée. Il ne perçoit pas cette situation comme une fragilité mais comme une capacité disponible pour accompagner une large électrification des usages sans tension sur l’approvisionnement. Les excédents seraient donc stratégiques : l’énergie est là, elle attend sa demande.

Mais en réalité c’est révélateur d’un problème. Le plan d’électrification prévu pour l’été devra y répondre. Est-ce désormais le moment de subventionner la demande après des années de subvention de la production ? Aide au raccordement, à la conversion des industries etc, le plan se fait attendre et sera décisif. A terme, même si le pactole actuel est satisfaisant, ne plus être exportateur à ce niveau-là serait le signe d’une électrification en bonne voie.

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Le consortium spécialiste du stockage d’électricité RNW (Renault – NW) a obtenu l’agrément fournisseur, indispensable pour rentabiliser une installation batterie à domicile. La flexibilité de la consommation va se développer un peu plus avec ce nouvel entrant.

La coentreprise RNW, née début 2025 du rapprochement entre NW et Mobilize (Groupe Renault), veut créer un mode de consommation d’électricité plus flexible, entre la recharge des véhicules électriques et le stockage résidentiel d’énergie. Elle compte installer au domicile des ménages une batterie, une borne de recharge et des appareils électroniques pilotables pour jouer sur la consommation du ménage.

C’est comme une JBox, l’unité 1 MW/1 MWh de NW, car elle rendra des services au réseau Enedis en apportant sa flexibilité, mais aussi comme une IECharge, deuxième batterie de NW qui, en plus, permet la recharge de véhicule électrique. Elle sera déployée chez les particuliers. Si les détails du fonctionnement et de l’interaction entre la batterie, la borne et la consommation du foyer ne sont pas publics, ni l’offre commerciale, cette stratégie « behind the meter » (derrière le compteur Linky) pourrait être l’avenir de la recharge.

La certification fournisseur est cruciale pour ce modèle économique

En étant certifié en pool (avec d’autres batteries) sur le mécanisme de capacité (et donc en recevant une rémunération fixe annuelle), en jouant sur les services systèmes et en tradant l’électricité sur les marchés, RNW arrive à accéder à tous les revenus d’une batterie stationnaire grande échelle et ce, grâce à l’agrément fournisseur. Autrement, RNW aurait dû composer avec le tarif heures pleines/heures creuses d’EDF, par exemple, et n’aurait pas eu accès au marché de la réserve tertiaire (mFRR). Ses revenus auraient été limités et l’installation de batteries chez les particuliers n’aurait pas été rentable.

Une dernière brique que RNW peut ajouter : le NEBCO. Le marché d’effacement ou d’augmentation de la consommation du ménage lorsque le réseau est respectivement tendu ou surcapacitaire. RNW pourra vendre ces blocs d’effacements sur le marché et empocher tout le gain sans reverser une partie à un autre fournisseur, s’il n’avait pas l’agrément. Ce positionnement rapproche RNW d’une nouvelle génération d’acteurs de la flexibilité énergétique comme Tilt, Elax ou Symphonics.

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Effet récif, oiseaux détournés de leur trajectoire : l’Ifremer a étudié l’impact des éoliennes marines et a conclu qu’elles transforment durablement la biodiversité locale.

Les éoliennes en mer se développent à tout va à travers la planète, mais quel impact ont-elles sur la biodiversité ? Publiée le 29 juin par l’Ifremer et le CNRS, les deux laboratoires livrent peut-être l’état des lieux le plus complet réalisé en France sur les effets des parcs éoliens offshore sur la biodiversité marine.

Certains oiseaux contournent les éoliennes

Sans remettre en cause la pertinence de leur apport pour décarboner le mix électrique, les chercheurs concluent qu’un développement massif des parcs entraînera vraisemblablement des « transformations durables de la biodiversité marine ». L’État avait demandé cette synthèse. Elle a pris deux ans et demi et parcouru 411 publications scientifiques internationales pour analyser le cycle de vie des parcs, de leur construction à leur démantèlement, sans toutefois chercher à qualifier ces impacts de positifs ou de négatifs.

Parmi les dix grandes catégories de pressions exercées sur les écosystèmes, trois d’entre elles sont particulièrement documentées. La première est l’effet de barrière créé par les parcs, où certaines espèces comme les oiseaux marins comme le fou de Bassan contournent les installations, allongent leurs trajets et par conséquent réduisent leur accès à certaines zones d’alimentation. À l’inverse, d’autres espèces sont attirées par les éoliennes et se risquent à une collision.

Une colonisation par les moules

Le second : « l’effet récif ». Les fondations en béton ou en acier sont colonisées par les moules, crustacés, algues et invertébrés alors qu’il y avait des zones sableuses. Hausse de la biomasse et augmentation de la taille moyenne de certains poissons autour des installations sont constatées. Là encore, pas question de qualifier cet effet de positif ou négatif.

Enfin, le bruit généré lors du chantier. Poser les fondations par battage de pieux fait du bruit, beaucoup de bruit. Il provoque des réactions d’évitement chez plusieurs mammifères marins et perturbe temporairement des activités biologiques. Les effets sont limités dans le temps, lors de la construction.

Au global, les poissons et les invertébrés semblent globalement bénéficier de la création de nouveaux habitats et, dans certains cas, de la limitation de la pêche au sein des parcs. Les oiseaux et les mammifères marins subissent majoritairement. Aucune espèce n’est menacée, tiennent à préciser les auteurs.

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Google et la start-up italienne Energy Dome installent une batterie au CO₂ à très longue durée en Irlande pour satisfaire les besoins de son datacenter. Une technologie très éloignée du lithium-ion, qui présente de nombreux avantages.

Une batterie au CO₂, c’est très rare, l’habitude étant de voir prospérer un peu partout des accumulateurs lithium-ion. Ce qui est encore plus rare, c’est la durée de décharge de cette batterie. Avec une puissance de 23 mégawatts (MW) pour 200 mégawattheures (MWh) de stockage, elle sera capable de fonctionner à pleine puissance pendant presque neuf heures. Elle sera installée dans le comté d’Offaly en Irlande, sur une ancienne centrale thermique.

La batterie suit un cycle thermodynamique. Lorsque la production d’électricité renouvelable est abondante, le midi par exemple, le CO₂ est comprimé puis liquéfié et l’énergie est donc stockée. Pour la déstocker, le gaz est réchauffé et détendu, il actionne une turbine qui, lorsqu’elle tourne, produit de l’électricité. Aucune combustion, aucun recours aux métaux critiques utilisés dans les batteries électrochimiques classiques, vante la startup.

La fiabilité à tout prix

Alors pourquoi Google mise sur une batterie aussi longue durée ? Pour décarboner sa consommation, peut-être, mais surtout pour l’avoir disponible en continu 24 h/24 7 j/7, sans risque de coupure. Et donc ne plus dépendre du réseau et de ses aléas de transport. L’Irlande est devenue un gigantesque hub de datacenters. Ils représentent désormais 22 % de la consommation électrique nationale et créent des tensions sur le réseau, en particulier autour de la région de Dublin où la saturation des capacités de raccordement est déjà un sujet.

L’installation d’Offaly bénéficie déjà d’un contrat sur le mécanisme de capacité avec le gestionnaire de réseau EirGrid pour une durée de dix ans. La batterie est payée proportionnellement à ses mégawatts disponibles pour mettre sa puissance à disposition en cas de crise hivernale. Même si, à ce stade, les détails financiers n’ont pas fuité, les sommes colossales dépensées par Google sont justifiées par l’impérieuse nécessité de fiabilité. Les moyens pour opérer en continu, la firme américaine est capable de les assurer.

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Les fortes chaleurs de la fin du mois de juin ont fait remonter la consommation électrique française. Mais ce n’est pas la raison pour laquelle la France rallume ses centrales à gaz. Une part importante de cette production supplémentaire sert à alimenter les pays voisins.

Lundi 22 juin 2026, la production d’électricité dépassait 60 gigawatts (GW) à 19h mais la consommation plafonnait à un maximum de 56 GW. En plein pic caniculaire, nous nous apercevions à quel point la consommation était thermosensible, aussi quand il fait chaud. Selon RTE, elle augmente de 0,7 GW à 1 GW pour chaque degré supplémentaire, soit trois fois moins que l’impact d’un degré en moins l’hiver. C’est donc la climatisation qui a entraîné un bond de 12 GW le lundi 22 juin par rapport à une période équivalente avec des températures de saison.

Pourtant, si on creuse un peu plus sur le site Eco2mix, le bandeau rouge de gaz ne vient pas uniquement de la climatisation française. Les 5 GW (10 % de la production nationale) en ce jour sont, certes, dérisoires devant les 36 GW nucléaires et 5,8 GW d’hydro, mais pèsent devant les 2 GW d’éolien et 1 GW de bioénergies.

Des exportations au maximum

Tout en bas des couches des modes de production se situe une large couche grise, négative, correspondant aux exportations. Un solde exportateur de 10 GW, soit presque un cinquième de la consommation du jour. Plus de 10 GW quittent donc le territoire, RTE empochant un joli pactole à regarder de plus près les prix du marché (plus de 200 €/MWh pour nos voisins de l’Est).

Les principaux flux sont dirigés vers le Royaume-Uni (3 GW) et l’axe Allemagne-Belgique (3,5 GW). S’y ajoutent 4 GW vers l’Italie et 2 GW vers la Suisse. Seule l’Espagne exporte vers la France très légèrement (moins de 0,2 GW). Autrement dit, le gaz consommé en France ne sert pas à répondre à la climatisation des ménages français. Au Royaume-Uni par exemple, les capacités pilotables sont plus limitées et les interconnexions avec la France jouent un rôle d’équilibrage.

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Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE mise sur le gaz « G3 » de GE Vernova pour se débarrasser du SF₆ qui sera bientôt interdit dans les transformateurs par l’Union européenne.

RTE a annoncé, le 11 juin, la signature d’un accord avec GE Vernova pour l’acquisition de postes sous enveloppe métallique (PSEM) isolés au gaz G3. Pourquoi ce nouveau gaz ? Pour se passer d’un gaz à effet de serre bien pratique mais bientôt interdit, l’hexafluorure de soufre, ou SF6, dont le pouvoir de réchauffement global est 25 200 fois supérieur au CO2.

La réglementation européenne sur les gaz fluorés l’interdit désormais. Le règlement F-Gaz révisé prévoit la disparition progressive des équipements électriques utilisant des gaz fluorés à fort impact réchauffant pour la planète. Certains États membres ont voulu freiner son adoption, craignant qu’aucune solution ne puisse le remplacer dans un délai court, dont la France. La Commission européenne a tout de même confirmé son intention de maintenir le calendrier de sortie du SF6.

Le G3, une solution prometteuse

Et RTE a dû se retourner, vite. L’interdiction et les nouveaux raccordements ont créé un entonnoir duquel est sortie cette solution de GE Vernova.
Le gaz G3 permet de réduire de 99 % le potentiel de réchauffement global du gaz isolant par rapport au SF₆ et ce, selon le fabriquant, sans perte de performance. Les postes sources vont de 72,5 kV à 420 kV.

Les premiers déploiements sont attendus pour 2028 dans certains postes existants ou des nouveaux, comme ceux des datacenters d’Île-de-France ou les zones industrielles comme Fos-sur-Mer. « Ce partenariat avec GE Vernova constitue un véritable acte de politique industrielle », explique Thomas Veyrenc, membre du directoire de RTE, dans le communiqué de presse. Les activités de recherche et développement ont été menées à Villeurbanne et la fabrication sera assurée sur le site d’Aix-les-Bains.

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Et si on comparait les programmes des candidats déclarés à la présidentielle ? Sur l’énergie, il y a rarement eu autant de clivages et de revirements, de polarisation (tout nucléaire/tout renouvelable), avec un RN prêt à tout arrêter sur les ENR. Révolution Énergétique fait le point sur leurs programmes.

À dix mois de l’élection présidentielle, l’Union française de l’électricité (UFE), lors de son colloque annuel, est parvenue à mettre la plupart des candidats sur une même estrade et à les interroger, vision contre vision. Si tous s’accordent sur la nécessité de réduire la dépendance française aux hydrocarbures importés et d’accélérer l’électrification des usages, les divergences restent profondes sur le nucléaire et paraissent rédhibitoires en vue d’alliances. Les candidats sont d’accord un à un sur le moratoire ou le tout renouvelable, et certains ne comprennent toujours pas le fonctionnement du marché de l’électricité.

Des clivages extrêmes

La droite et le Rassemblement national défendent une stratégie pronucléaire. Bruno Retailleau plaide pour la prolongation du parc existant, la construction de six EPR2 et la relance des réacteurs à neutrons rapides. Le RN va encore plus loin que le raisonnable réalisable sur le nucléaire, déteste les ENR et le marché européen de l’électricité (qui nous a permis d’exporter 10% de notre électricité et d’empocher un joli pactole).

Les écologistes et La France insoumise continuent de viser un système reposant à terme sur les énergies renouvelables, à 100% pour la vision la plus haute. Marine Tondelier juge le nucléaire trop cher, trop lent pour répondre aux objectifs climatiques, même si les Écologistes ne réclament plus la fermeture anticipée des centrales actuelles. LFI souhaite une sortie progressive du nucléaire et du 100 % renouvelables, pas plus argumentée sur la faisabilité d’un tel système.

Même l’entre-deux extrêmes énergétiques n’arrive pas à se décider

Entre ces deux visions qui n’ont rien en commun, le Parti socialiste hésite. Alors, du nouveau nucléaire ou non ? C’était oui, mais pas beaucoup, maintenant c’est abstention. Alors que son programme adopté en 2025 visait la construction de huit EPR2, celui de juin 2026 ne mentionne plus qu’un renouvellement partiel du parc existant. Olivier Faure se veut prudent et ne souhaite pas mettre tous les œufs dans le même panier, comme François Hollande. Une position en apparence en désaccord avec Boris Vallaud, partisan de six à huit EPR2, ou encore avec celle de Bernard Cazeneuve, favorable à une reprise des réacteurs de quatrième génération.

Hors des programmes qui ont donné un beau spectacle sur l’estrade devant un parterre de professionnels du secteur, la ministre chargée de l’énergie, Maud Bregeon, a apporté un peu de concret sur les appels d’offres à venir. À l’automne, de nouveaux appels d’offres pour l’éolien terrestre et le photovoltaïque seront lancés et continueront jusqu’à l’élection présidentielle. Pas question, donc, de temporiser, évoquant le maintien d’un nouvel appel d’offres dès janvier 2027.

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L’État lance une vaste campagne de pub pour inciter, guider et éclairer les Français sur leur électrification.

« L’énergie est précieuse, économisons-la », ou quand, en 2022, en pleine crise des prix due à la fois au Covid et à la guerre en Ukraine, l’État promouvait la sobriété. D’autres pubs sur la rénovation thermique ou les écogestes avaient été diffusées ici et là. Ça, c’était avant. Désormais, l’État va inciter les Français à consommer davantage, à s’électrifier.

Baptisée « Électrifions la France », cette campagne entend convaincre les Français de remplacer progressivement leurs équipements fonctionnant aux énergies fossiles par des alternatives électriques dans le chauffage ou le transport. Diffusée de juin à septembre 2026, la campagne de publicité veut faire de l’électricité « le standard des usages du quotidien ». « L’électrique, c’est fantastique ! » est son slogan, moins sobre que les précédentes communications gouvernementales.

Aider à faire les bons choix et à y voir plus clair sur les aides

Et pour convaincre, le gouvernement va parler argent. Parcourir 100 kilomètres en véhicule électrique coûte 3 euros d’électricité alors qu’un plein thermique coûte bien plus cher. Une pompe à chaleur permet de diviser par deux les dépenses de chauffage par rapport à une chaudière au gaz ou au fioul.

Un sport écrit dans le Parisien est prévu et un partenariat avec LeBonCoin va même être lancé pour la faire apparaître au moment où les ménages décident sur leur logement, leur véhicule ou leur électroménager. Une plateforme doit centraliser les aides publiques, les contenus pédagogiques et les futurs simulateurs d’aide à la décision pour être guidé, accompagné.

Sur cette plateforme, il est possible de voir le planning des aides à venir, par exemple l’ouverture du leasing social le 16 juillet, l’ouverture des aides à l’achat d’une PAC pour les serres en septembre 2026 ou le dispositif gros rouleur à cette même date. Un simulateur conçu par l’IFP permet par exemple de comparer les voitures électriques entre elles. Il est possible de simuler le temps de recharge de sa voiture.

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