Pourquoi les factures d’électricité ont-elles flambé ces dernières années, alors que la production nucléaire française semblait à l’abri des turbulences internationales ? C’est à cette question que tente de répondre le documentaire « Très chère électricité », diffusé sur France 5. Une enquête rigoureuse signée par Olivier Toscer.

Pendant 75 minutes, le documentaire « très chère électricité » diffusé sur France 5 et visible en replay décortique les mécanismes ayant mené à une explosion des prix de l’électricité, en particulier en 2022. Il interroge la libéralisation du secteur imposée par Bruxelles, le fonctionnement du marché européen de l’électricité et les choix stratégiques d’EDF, confronté à une série de difficultés techniques et financières. Avec pédagogie, le documentaire retrace l’histoire d’un système pensé pour créer de la concurrence, mais dont les effets pervers se sont brutalement manifestés au cœur de la crise énergétique.

De l’électricité bon marché vendue à prix d’or

Au fil des interviews – économistes, ancien dirigeant d’EDF (Jean-Bernard Lévy : « ce sont tous les Français qui ont été pénalisés par l’ARENH » ), syndicalistes, eurodéputés – se dessine un constat plutôt limpide : les Français paient désormais le prix fort pour une énergie pourtant produite à bas coût. En 2022, alors que plus de la moitié du parc nucléaire était à l’arrêt, la France a dû acheter son électricité sur les marchés européens à des prix records, renvoyant au consommateur final la note salée.

Le documentaire pointe aussi les limites du mécanisme de l’ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique) qui oblige EDF à revendre une partie de sa production à prix cassé à ses concurrents. Une absurdité économique pour l’opérateur public, lui qui revend à perte des kilowattheures financiers et non physiques, tandis que les fournisseurs alternatifs engrangent parfois des bénéfices sans produire le moindre kilowattheure.

Vers une mise en concurrence progressive du secteur de l’électricité

Sans être militant, le documentaire « très chère électricité » questionne notre souveraineté énergétique, la place du service public dans la chaîne de valeur de l’électricité et les conséquences sociales de la dérégulation et de la concurrence voulue par l’UE.

Ce documentaire arrive à point nommé alors que l’ARENH prend fin à la fin de l’année, qu’EDF cherche à séduire avec ses Contrats d’allocation de la production nucléaire (CAPN), un mécanisme purement mercantile. Mais aussi au moment où son PDG Luc Rémont a été sèchement débarqué, fruit d’un conflit de vision entre sa vision d’entreprise compétitive contre le régime de régie que l’État tenterait d’imposer, selon lui.

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Au-delà de leur contribution à la transition énergétique, les parcs éoliens compensent leur installation à proximité des communes avec des bénéfices économiques et financiers. Exemple de plusieurs projets en France dont le futur parc flottant en méditerranée à Narbonne.

Les développeurs du parc éolien flottant de Narbonne, EDF Renouvelables et Ocean Wings, ont remporté l’appel d’offre AO6. Dans les différentes réunions publiques, comme en témoigne ce document, à Narbonne le 26 mars 2025, les développeurs prévoient une série de compensations. Est notamment prévue la mise en place de différents fonds : 10 millions d’euros de financement ou investissement participatif, 5 millions d’actions territoriales dont 50 % dans les départements de l’Aude et de l’Hérault, 25 millions d’euros pour « l’amélioration et la connaissance du milieu et des mesures environnementales », 400 000 heures d’insertion professionnelle et d’apprentissage.

Ces enveloppes visent à renforcer l’adhésion locale à un projet de transition énergétique, qui prévoit l’installation de 20 éoliennes flottantes en mer, et sera visible depuis Narbonne (32 km de distance), Leucate (38 km) et Agde (25 km). Dans la Somme, un autre modèle a vu le jour. Ici, ce sont les 140 foyers de deux communes, Lignières et Laboissière-en-Santerre, eux-mêmes qui perçoivent directement des retombées financières. Grâce à une convention signée avec le développeur, les foyers situés à proximité des éoliennes du Moulin reçoivent chaque année un chèque de 150 à 300 euros. Ce partage direct des bénéfices reste toutefois encore rare en France, mais il pourrait inspirer d’autres territoires.

À Saint-Brieuc, jackpot pour les communes

En Bretagne, le parc éolien en mer de la baie de Saint-Brieuc, mis en service en 2023, redistribue près de 10 millions d’euros chaque année. Parmi ces recettes fiscales, 4,8 millions vont directement aux cinq communes littorales les plus exposées visuellement : Erquy, Pléneuf-Val-André, Fréhel, Plurien et Plévenon. Les montants varient selon leur niveau de covisibilité, jusqu’à plus d’1,3 million d’euros annuels pour certaines. D’autres bénéficiaires incluent les comités des pêches, l’Office français de la biodiversité (OFB) et la SNSM. Ces recettes permettent aux communes de rénover, par exemple, leur salle communale.

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La transition énergétique ne se fera pas sans un réseau électrique moderne et développé. C’est l’analyse réalisée par la Cour des comptes européenne dans un rapport publié ce 2 avril. L’institution y appelle à des investissements massifs, estimés entre 1 994 et 2 294 milliards d’euros d’ici à 2050, dont 1 871 milliards pour les seules infrastructures électriques, afin de soutenir l’objectif de neutralité carbone de l’UE.

À mesure que l’Union électrifie ses usages et intègre davantage d’énergies renouvelables, le réseau actuel, par endroits vétuste, montre ses limites. Près de 50 % des lignes de distribution en Europe ont plus de 40 ans. Et leur modernisation ne suit pas le rythme imposé par la transition énergétique. Résultat : les projets de réseau prennent souvent plus de temps à aboutir que ceux liés aux énergies renouvelables qu’ils sont censés accueillir. Il faudra donc investir presque 2 000 milliards d’euros dans le réseau électrique à horizon 2050.

Un risque à ne pas investir

Les auditeurs européens pointent plusieurs freins pour expliquer le retard pris, donc le mur d’investissement qui se profile : des retards persistants dans l’octroi de permis, une pénurie de main-d’œuvre et de composants et une planification trop cloisonnée entre États membres. Le risque de rater les objectifs climatiques serait la conséquence d’un désinvestissement.

La Cour européenne des comptes insiste aussi sur les moyens d’optimiser les investissements. Des solutions existent : flexibilité de la demande, stockage, gestion active du réseau, ou encore développement de l’autoconsommation. Une manière de consommer localement et responsabiliser le consommateur.

Le problème du financement

Mais pour cela, il faut lever un dernier verrou : le financement. Si certains gestionnaires de réseau comme le français RTE parviennent à mobiliser des capitaux, d’autres restent confrontés à un accès au crédit limité. La Cour rappelle que des règles de rémunération claires et stables sont essentielles pour rassurer les investisseurs tout en garantissant, bien sûr, des tarifs acceptables pour les consommateurs. En témoigne la récente hausse du TURPE, la composante du réseau dans la facture d’électricité des français. En France, un effort de 100 milliards d’euros d’ici 2040 est prévu pour adapter le réseau national à l’électrification et aux énergies renouvelables (plan SDDR RTE).

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Le gouvernement français vient de préciser les règles d’implantation des éoliennes à proximité des installations militaires. Ce projet de décret, accompagné d’un projet d’arrêté d’application, fixe des distances minimales et des critères techniques pour limiter les interférences électromagnétiques avec les radars et autres dispositifs de surveillance.

Le projet de décret proposé par le gouvernement au Conseil supérieur de l’énergie (CSE) vise à encadrer l’implantation des éoliennes à proximité des bases militaires. Il s’inscrit dans un cadre juridique précisé par une décision du Conseil d’État du 6 novembre 2024. Cette dernière imposait au gouvernement d’édicter des règles claires afin d’encadrer l’implantation des éoliennes en lien avec les installations militaires.

« Les éoliennes, par leur très forte signature radar, peuvent réduire fortement le champ électromagnétique présent à l’arrière. Cette réduction de champ va générer une zone où le radar voit ses capacités de détection dégradées » explique le projet de décret. Les nouvelles règles établissent une zone d’exclusion stricte sous les 5 km autour des installations militaires. Dans un rayon de 5 à 10 km, il faudra prouver qu’aucune dégradation du signal n’est constatée sur les radiophares omnidirectionnels très haute fréquence (VOR).

Au-delà, toute implantation sera soumise à une étude de compatibilité au cas par cas. Des seuils spécifiques sont également précisés, notamment pour les éoliennes de moins de 200 mètres de hauteur qui seront considérées comme acceptables si elles se situent à plus de 70 km d’un radar.

Une cohabitation sous conditions

Les projets de décret et d’arrêté définissent plusieurs critères d’évaluation, prenant en compte :

• La distance entre les éoliennes et les installations militaires.
• Le type d’infrastructure concernée (radars, radiophares omnidirectionnels, etc.).
• La possibilité de mesures de compensation, telles que l’arrêt temporaire des éoliennes en cas de besoin militaire.

En cas d’incompatibilité avérée, le projet pourra être refusé par le ministère des Armées. Autrement, des éoliennes en mer pourront par exemple être temporairement arrêtées sur demande du ministère, avec compensation.

L’exemple du parc de Dissay-sous-Courcillon

Le parc éolien de Dissay-sous-Courcillon montre la difficile conciliation entre impératifs militaires et développement des énergies renouvelables. Situé à 32 km du centre de détection et de contrôle de Cinq-Mars-La-Pile, Ouest-France relève que ce projet a été retoqué en raison des perturbations qu’il engendrerait sur un radar stratégique. Malgré des propositions de bridage des éoliennes par le promoteur, la justice pourrait confirmer le veto du ministère des Armées.

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Les énergies renouvelables ont couvert 46,9 % de la production d’électricité nette dans l’Union européenne l’an dernier. En hausse de 2,6 points par rapport à 2023, les données publiées par Eurostat confirment la progression de l’éolien, de l’hydraulique et du solaire.

46,9 % : c’est la part de l’électricité produite dans l’Union européenne (UE) par les renouvelables en 2024. Parmi elles, l’agence européenne des statistiques Eurostat constate que l’éolien se démarque avec 39,1 % de la production renouvelable totale. L’hydroélectricité suit de près avec 29,9 % et enfin le solaire représente 22,4 %. À elles trois, elles participent à se substituer aux énergies fossiles dans la production d’électricité.

De fortes disparités entre pays

La répartition de cette production reste inégale au sein de l’UE. Le Danemark affiche le taux le plus élevé, à 88,8 % d’électricité issue des renouvelables. Le Portugal suit (87,4 %) puis vient la Croatie (73,8 %). À l’opposé, Luxembourg (5,1 %), Malte (15,1 %), la République tchèque (17,5 %) et Chypre (24,1 %) enregistrent les plus faibles contributions. La France, quant à elle, se classe en 23ᵉ position avec une part inférieure à 30 %, dotée d’un gros parc hydroélectrique.

Le paquet législatif « Fit for 55 », élaboré par la Commission européenne, vise à réduire les émissions de gaz à effet de serre de 55 % d’ici 2030 et à atteindre la neutralité carbone en 2050. À ce titre, il met à jour la directive sur les énergies renouvelables, avec un objectif de 42,5 % en 2030, voire l’atteinte de 45 % si possible sous REPowerEU, pour se défaire des énergies fossiles.

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L’Agence internationale de l’énergie (AIE) a publié son observation annuelle 2024 du secteur de l’énergie. Elle relève notamment une hausse de la consommation d’énergie (+2,2 %), qu’une voiture vendue sur cinq est électrique et des émissions records de CO2.

La consommation d’électricité a bondi de 4,3 % en 2024, relève l’AIE dans son rapport annuel, avec +1 100 térawattheures (TWh) sur le réseau mondial. Elle s’explique par la multiplication des systèmes de refroidissement face aux températures extrêmes, l’électrification croissante des transports et de l’industrie et le déploiement des centres de données et de l’intelligence artificielle.

Alors que la demande en électricité était en berne dans les pays développés, à rebours de la tendance d’électrification et de décarbonation, la tendance commence à s’inverser. Aux États-Unis et en France, la demande a renoué avec la croissance.

Le pétrole en recul, le gaz en hausse

La part du pétrole dans le mix énergétique mondial est tombée, pour la première fois depuis longtemps, sous les 30 %. Elle culminait à 46 % il y a cinquante ans. En revanche, la consommation de gaz naturel a enregistré la plus forte progression parmi les énergies fossiles (+2,7 %, 115 milliards de mètres cubes supplémentaires) portée par l’Asie. La croissance du charbon ralentit cependant (+1 %).

Côté électricité, les énergies renouvelables et le nucléaire ont couvert 80 % de l’augmentation de la production d’électricité en 2024. La part combinée du nucléaire et des renouvelables dans la production électrique mondiale a atteint un pic à 40 %. Dans l’Union européenne, la production solaire et éolienne a dépassé pour la première fois celle combinée du gaz et du charbon. Aux États-Unis, leur part a grimpé à 16 %, dépassant celle du charbon, et même en Chine près de 20 % du mix électrique.

+ 25 % de ventes de véhicules électriques

La mobilité électrique poursuit son expansion, avec une voiture sur cinq vendue dans le monde désormais électrique. Les ventes ont progressé de plus de 25 % en 2024, notamment en Chine, où elles ont enregistré une hausse de près de 40 %. Si la transition énergétique s’accélère, les émissions de CO2 liées au secteur énergétique ont, elles, atteint un niveau record en 2024 (+0,8 %). Les températures extrêmes de l’année ont contribué pour moitié à cette augmentation des émissions.

L’AIE note que le déploiement des énergies bas-carbone permet d’éviter l’émission de 2,6 milliards de tonnes de CO2 par an, soit l’équivalent de 7 % des émissions mondiales.

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Bruxelles a dévoilé, mardi, une liste de 47 projets stratégiques visant à sécuriser l’approvisionnement de l’Union européenne en terres rares et métaux stratégiques. « Soyons clairs : nous sommes dans l’obligation d’ouvrir de nouvelles mines en Europe » martèle Stéphane Séjourné, commissaire européen chargé de la prospérité et de la stratégie industrielle.

Extraction, raffinage, recyclage : l’Union européenne (UE) dévoile 47 projets européens couvrant l’ensemble de la chaîne de valeur des minerais. Le but : permettre à l’UE de réduire sa dépendance aux importations, notamment en provenance de Chine.

Parmi les métaux concernés, le lithium occupe une place centrale, avec 22 projets dédiés. Utilisé dans la fabrication des batteries de véhicules électriques, ce métal est actuellement majoritairement importé. « Le lithium chinois ne peut pas devenir le gaz russe de demain », a averti le commissaire européen chargé de la prospérité et de la stratégie industrielle, Stéphane Séjourné.

L’Europe souhaite couvrir, d’ici 2030, au moins 10 % de ses besoins en extraction, 40 % en transformation et 25 % en recyclage pour 17 matières premières stratégiques, dont le nickel, le cobalt, le manganèse et le graphite. L’UE souhaite aussi éviter qu’un seul pays tiers ne représente plus de 65 % de ses besoins. 13 États membres sont lauréats, dont la France qui devrait accueillir huit projets. Parmi eux, deux sites d’extraction de lithium, à Beauvoir (Allier) pour le groupe Imerys et en Alsace pour Eramet.

« Il n’y a pas de décarbonation possible sans gallium pour construire les panneaux solaires, sans cuivre pour acheminer l’électricité. Pas d’industrie de défense sans les terres rares qui rentrent dans la composition de nos radars, nos sonars, nos systèmes de ciblage – et pour lesquelles nous dépendons à 100 % de la matière raffinée chinoise » explique le commissaire.

Des permis accélérés et un soutien financier pour les mines

Pour ces projets, l’UE promet une simplification administrative. Les délais d’octroi des permis ne dépasseront pas 27 mois pour l’extraction et 15 mois pour le raffinage et le recyclage, contre cinq à dix ans actuellement. Le financement est également sécurisé : deux milliards d’euros seront mobilisés en 2025 via la Banque européenne d’investissement. Ces projets bénéficieront aussi d’un soutien à la mise en relation avec des acheteurs industriels.

L’UE tire les leçons de sa dépendance passée dont la guerre en Ukraine a montré l’intérêt stratégique. « Il y a une dimension d’urgence qu’il n’y avait pas il y a trois ou quatre mois », depuis le retour de Donald Trump, a reconnu Stéphane Séjourné. En complément de ces projets, l’UE prévoit d’annoncer dans les semaines à venir une liste d’initiatives situées hors de son territoire, notamment en Ukraine et au Groenland. Un second appel à projets intra-européen est aussi prévu cette année.

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Le gouvernement a publié, le 27 mars, un arrêté modifiant le dispositif de soutien au petit photovoltaïque sur bâtiment. Applicable dès le 28 mars, il réduit considérablement les aides publiques pour un secteur qui en a désormais moins besoin.

L’arrêté photovoltaïque S21 définissant le soutien public au petit photovoltaïque a été publié le 27 mars par le gouvernement. C’est lui qui segmente les aides suivant la puissance des installations. Pour les centrales solaires inférieures à 9 kilowatts crête (kWc), l’arrêté supprime tout bonnement la possibilité de vendre sa production en totalité (sans autoconsommation). Ceux qui voudraient opter pour l’autoconsommation avec vente du surplus devront composer avec un tarif nettement raboté : de 0,1269 €/kWh le trimestre dernier, il passe à 0,04 €/kWh. Une baisse de plus de 68 % qui rend cette option sans intérêt face à l’autoconsommation totale, sans contrat auprès d’EDF OA.

La prime à l’autoconsommation est également réduite à peau de chagrin, passant de 210 €/kWc à 80 €/kWc pour les centrales jusqu’à 3 kWc et de 160 €/kWc à 80 €/kWc pour les centrales de plus de 3 kWc jusqu’à 9 kWc.

Présentée comme un moyen d’offrir aux particuliers une meilleure résilience face aux fluctuations des prix de l’électricité, la décision de baisser le soutien public a suscité des réactions mitigées. La filière solaire plaidait pour que ces baisses n’interviennent qu’après l’instauration d’une TVA réduite à 5,5 % en octobre 2025.

Tableau des tarifs d’achat de l’électricité solaire au deuxième trimestre 2025 / CRE.

Les centrales de plus grande puissance bénéficient d’un sursis

Les installations solaires d’une puissance supérieure ou égale à 9 kWc et inférieure ou égale à 36 kWc bénéficient de tarifs inchangés pour l’instant, en vente totale (0,1295 €/kWh) comme en autoconsommation avec vente du surplus (0,0761 €/kWh). Pour les centrales de 100 à 500 kWc, le tarif d’achat baisse légèrement à 0,95 €/kWh jusqu’à fin juin 2025, avant d’être soumis à un mécanisme de dégressivité.

Par ailleurs, un système d’appel d’offres simplifié sera mis en place à partir du second semestre 2025, afin de mieux contrôler le volume des projets et d’en garantir la maturité. Un dispositif de caution bancaire de 10 000 euros sera également instauré pour s’assurer du sérieux des porteurs de projet. Pour les collectivités, une délibération municipale remplacera cette caution.

Malgré les consultations menées avec les acteurs du secteur, notamment via la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) et le Conseil Supérieur de l’Énergie (CSE), cet arrêté inquiète toujours les professionnels.

Un frein pour le développement de l’énergie solaire ?

Enerplan et le Syndicat des énergies renouvelables (SER) redoutent un frein au développement des installations sur toitures et ombrière. En particulier, la dégressivité des tarifs, effective dès la publication du texte pour les installations de 9 à 100 kWc, est perçue comme un risque pour la rentabilité des projets.

Le ministre de l’Énergie, Marc Ferracci, défend cette trajectoire. « Cet arrêté illustre la méthode à laquelle je tiens : garder le cap de la trajectoire pluriannuelle de l’énergie, veiller à l’impact sur les finances publiques, échanger avec les filières et sécuriser, à l’issue de cette concertation, le développement du photovoltaïque indispensable à la sécurisation de notre énergie et à notre souveraineté », a-t-il déclaré.

Avec l’arrêté, l’exécutif met en avant d’autres dispositifs de soutien, comme les récents appels d’offres pour le photovoltaïque au sol et sur bâtiment, qui ont déjà désigné plusieurs centaines de mégawatts crête de capacité.

L’article Panneaux solaires : voici l’énorme baisse des tarifs de rachat de l’électricité par EDF est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En 2024, le marché européen de l’électricité a connu des prix plus bas qu’en 2023, atteignant en moyenne 81 euros par mégawattheure (€/MWh), selon le rapport de l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER).

La baisse des prix de l’électricité par rapport aux sommets de la crise énergétique de 2022 est certaine, constate le régulateur européen : ils sont passés de 227 à 81 €/MWh. Mais cette tendance cache leur volatilité, alimentée par l’intermittence des énergies renouvelables et l’influence persistante du gaz sur la formation des prix. L’augmentation de la production d’énergies renouvelables, combinée au retour en puissance du parc nucléaire français, a permis de réduire la dépendance aux combustibles fossiles.

En 2024, les énergies renouvelables ont représenté 34 % de la production d’électricité en Europe. Elles ont permis de faire chuter les prix, en particulier au printemps et en été avec les pleines capacités de production solaire et éolienne. En revanche, l’abondance d’électricité intermittente a aussi eu pour effet d’augmenter le nombre d’épisodes de prix négatifs. Ces derniers, où les producteurs doivent payer pour injecter leur électricité sur le réseau, ont augmenté de 50 % par rapport à 2023. Il illustre la difficile adéquation entre l’offre et la demande avec les renouvelables, faute de flexibilité suffisante sur le réseau.

Une volatilité exacerbée par le gaz et l’absence de stockage

Malgré la baisse des prix moyens, l’ACER souligne que le gaz joue toujours un rôle important dans l’équilibre du marché de l’électricité. En effet, les centrales à gaz restent indispensables lors des périodes de forte demande où de faible production renouvelable, maintenant une corrélation entre les prix du gaz et ceux de l’électricité.

En 2024, les prix du gaz sont descendus à 34 €/MWh en moyenne, mais les tensions sur l’approvisionnement et les fluctuations du marché international ont entraîné des hausses ponctuelles répercutées sur l’électricité. L’absence actuelle de flexibilité du système énergétique reste encore un point faible. Le stockage d’électricité, via les batteries ou le pompage-turbinage, est encore trop limité pour absorber les surplus renouvelables et pallier les creux de production.

Développer les interconnexions

Aussi, le développement des interconnexions entre pays européens, qui permet une meilleure répartition de l’électricité disponible entre les besoins des pays, « doit encore progresser » selon l’ACER. L’ACER pointe un autre problème : la forte variabilité des prix de l’électricité au sein d’une même journée. En 2024, les fluctuations dépassant 50 €/MWh entre le prix le plus bas et le plus haut ont été observées lors de 70 % des journées de l’année. Cette instabilité complique la prévisibilité des coûts pour les consommateurs et les industriels.

L’agence européenne appelle donc à accélérer le développement des solutions de flexibilité. Sans ces mesures, l’Europe pourrait se retrouver dans une situation où l’électricité est abondante et bon marché à certains moments, mais hors de prix lors des pics de consommation.

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Après deux ans et demi à la tête d’EDF, Luc Rémont a été brutalement écarté par l’exécutif. Dans une interview accordée au Figaro, le dirigeant revient sur les désaccords profonds qui ont mené à cette décision.

L’annonce du départ de Luc Rémont de la tête d’EDF, officialisée le 21 mars, a sonné comme un coup de tonnerre, fruit d’une différence de vision avec l’État. Le point de rupture ? Une divergence de vision sur la gestion de l’entreprise. « Nous avons fondamentalement une vision différente de ce que doit être EDF et de la manière dont cette entreprise doit être dirigée », confie-t-il dans une interview confidences au Figaro.

Alors que le gouvernement pousse pour un contrôle plus strict des prix de l’électricité, M. Rémont défendait une approche plus industrielle et compétitive. « EDF doit être performante et compétitive. Une part importante de l’État considère qu’elle doit fonctionner comme une régie. Je ne crois pas que ce soit la voie de la performance », regrette-t-il.

En froid avec certains industriels

« Tant que l’entreprise était, comme je l’ai trouvée à mon arrivée, en situation d’urgence, cette différence d’appréciation n’était pas une priorité pour l’État. Dès lors qu’EDF s’est redressée – en deux ans, la production a progressé de 30 %, la situation économique s’est améliorée, la dette est stabilisée -, les enjeux d’avenir se sont posés et ont révélé des tensions. Je les pensais solubles », s’est-il trompé.

Accusé par le PDG de Saint-Gobain d’avoir « fait un bras d’honneur à l’industrie française » en mettant des volumes d’électricité aux enchères, Luc Rémont réfute vigoureusement. « EDF n’a pas de leçon de patriotisme industriel à recevoir, en particulier de la part d’une entreprise qui vit depuis des décennies de politiques publiques à la rénovation et à l’efficacité énergétiques », visant directement Saint-Gobain.

Il rappelle que l’entreprise a œuvré pour garantir un prix stable et compétitif. « EDF est là pour rendre service aux Français dans des conditions d’équité. Nous avons pris des engagements très forts fin 2023 pour sortir du schéma de l’Arenh, qui tuait EDF, et mettre en place des contrats de long terme. Des milliers d’entreprises y ont adhéré », assure-t-il.

Un programme nucléaire sous-financé ?

Autre point de crispation : le financement du nouveau programme nucléaire français, notamment la construction des six réacteurs EPR2. « L’État français en fait significativement moins. J’ai demandé des choses simples : un prêt d’État non bonifié, pour limiter le volume des émissions obligataires d’EDF. J’ai aussi souhaité un « pacte de confiance » sur les prélèvements de l’État sur EDF, et que l’on prévoie une compensation en cas d’impact important de mesures sur EDF. Je n’ai pas été entendu. »

Dans un dernier réquisitoire, l’ancien PDG livre sa vision du mix énergétique : « nous devons sécuriser la production pilotable, notamment nucléaire et hydraulique, et ajuster le développement des énergies intermittentes ». « Je pars comme je suis arrivé, sans rien demander », pensant au challenge qu’a représenté la mission de redresser les comptes d’EDF. Son successeur pressenti, Bernard Fontana, actuel directeur de Framatome et d’Arabelle Solutions, devra désormais composer avec les mêmes défis et la pression d’un État désireux de reprendre la main sur l’énergéticien public.

L’article Nouveau nucléaire, prix de l’électricité : pourquoi Luc Rémont n’a pas été reconduit à la tête d’EDF ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

C’était une rumeur persistante ces derniers jours, c’est désormais officiel : Luc Rémont quitte la présidence d’EDF.

Après un peu plus de deux ans à la tête du groupe EDF, Luc Rémont ne sera plus son PDG. Il a été reçu ce vendredi 21 mars par le ministre de l’Économie, Éric Lombard. L’État, actionnaire unique de l’énergéticien, a tranché en faveur d’un changement de gouvernance avant l’échéance théorique de son mandat, prévue cet été.

Nommé en novembre 2022, Luc Rémont a rapidement été confronté à des relations houleuses avec l’État, notamment sur la question hautement sensible du prix de vente de l’électricité nucléaire​. L’État, désireux de contrôler plus étroitement les tarifs pratiqués par EDF, a vu en Luc Rémont un dirigeant trop indépendant, en désaccord avec certaines orientations gouvernementales.

Ces tensions se sont également traduites par des différends sur la lenteur du programme de construction des six nouveaux réacteurs EPR2​. Face à ces divergences de vision, la situation s’est envenimée au fil des mois, jusqu’à devenir « explosive », selon une source citée par le journal Contexte​. Si officiellement Luc Rémont a été « remercié pour l’excellent travail accompli » et que son mandat n’est « simplement pas renouvelé » a appris Contexte, la rapidité de la décision laisse penser que l’exécutif voulait reprendre la main sans attendre l’Assemblée générale prévue en juin​.

Bernard Fontana pressenti pour prendre les rênes

Pour lui succéder, le choix de l’exécutif s’est porté sur Bernard Fontana, actuel directeur général de Framatome et d’Arabelle Solutions, deux filiales d’EDF​. Ingénieur de formation, il dirige Framatome depuis 2015 et est reconnu pour sa connaissance du secteur nucléaire. La nomination de Bernard Fontana devra toutefois être validée par l’Assemblée nationale et le Sénat, conformément à l’article 13 de la Constitution​.

L’article Luc Rémont évincé de la présidence d’EDF, qui pour lui succéder ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La surmortalité d’oiseaux protégés, notamment le faucon crécerellette, serait-elle attribuée aux 31 éoliennes du parc d’Aumelas situées dans l’Hérault ? Le tribunal de Montpellier devra trancher.

France nature environnement (FNE) Occitanie-Méditerranée, constitué partie civile, accuse EDF Renouvelables et ses partenaires de « destruction d’espèces protégées » et réclame des indemnisations à hauteur de 500 euros par oiseau tué ainsi que le versement de 168 000 euros au Plan national d’action pour le faucon crécerellette. L’association estime que 150 à 300 de ces petits rapaces auraient trouvé la mort depuis la mise en service du parc éolien, ralentissant de 22 % la croissance de leur population dans la région.

2 millions d’euros pour effaroucher les oiseaux

Lors de l’audience de décembre, le parquet avait requis des sanctions lourdes : 750 000 euros d’amende, dont 500 000 avec sursis, contre chaque société exploitant les éoliennes incriminées, ainsi que six mois de prison avec sursis et 150 000 euros d’amende (dont 100 000 avec sursis) à l’encontre de l’ancien PDG d’EDF Renouvelables, Bruno Bensasson. Une suspension temporaire de l’activité du parc avait également été demandée.

EDF Renouvelables, qui conteste toute responsabilité, met en avant les mesures d’effarouchement installées pour réduire les collisions. « Depuis 2020, nous avons investi deux millions d’euros pour mettre à niveau ces dispositifs, avec comme résultat qu’il y a eu quatre impacts mortels en 2022 et 2023 et deux en 2024 », plaide un porte-parole du groupe. EDF affirme également que la population de faucons crécerellettes dans la zone connaît une croissance annuelle de 12 % depuis la mise en service du par cet seulement 4 à 5 impacts de faucon crécerellette par an.

Pas le premier jugement

EDF et ses filiales ont, par le passé, déjà été condamnés au civil en 2021 par la cour d’appel de Versailles pour la mort de 28 faucons crécerellettes percutés par les éoliennes d’Aumelas. La justice avait relevé l’inefficacité du système d’effarouchement mis en place en 2014, alors qu’une directive européenne interdit toute destruction d’espèces protégées sans dérogation préfectorale.

L’affaire d’Aumelas n’est pas la seule. La même juridiction de Montpellier doit rendre sous peu une décision concernant le parc éolien de Bernagues, lui aussi situé dans l’Hérault. Dans ce dossier, l’exploitant Énergie renouvelable du Languedoc (ERL), filiale du groupe Valeco, est mis en cause pour la mort d’un aigle royal. Par ailleurs, la cour d’appel de Nîmes a déjà ordonné, le 7 décembre 2023, la démolition de ce parc en raison d’un permis de construire invalide, une décision actuellement contestée devant la Cour de cassation.

Le délibéré prorogé au 7 avril laisse EDF et ses opposants dans l’expectative. Pour FNE, le retard ne fait que prolonger une situation où la biodiversité continue de subir des dommages. De son côté, EDF espère faire valoir son engagement en faveur de l’atténuation des impacts environnementaux, tout en évitant une jurisprudence qui pourrait peser sur le développement de l’éolien en France.

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Avec le déploiement rapide du photovoltaïque, le réseau de distribution électrique doit accueillir toute cette production décentralisée tout en maintenant la stabilité du réseau. Pour que le développement du réseau coûte moins cher tout en rémunérant le consommateur, une nouvelle offre pourrait voir le jour.

Une étude menée par deux chercheurs de Mines Paris – PSL, soutenue par l’État dans le cadre du Programme d’investissements d’avenir (PIA), désormais intégré à France 2030, et opéré par l’ADEME, s’est intéressée à la flexibilité de la production solaire. Elle a étudié les Offres de raccordement alternatives avec modulation de puissance (ORA-MP). Ces dispositifs permettent aux distributeurs d’électricité de mieux gérer les flux de production tout en limitant les gigantesques investissements dans le renforcement des infrastructures.

Vers une plus grande flexibilité

Traditionnellement, raccorder un producteur photovoltaïque impose d’évaluer si le réseau peut absorber sa puissance maximale à tout moment. Or, cette approche conduit parfois à des investissements disproportionnés pour des pics de production ponctuels. L’ORA-MP propose une alternative : en échange d’un raccordement facilité, les producteurs acceptent une modulation temporaire de leur puissance injectée lorsque le réseau est saturé. Cette approche offre plusieurs avantages aux distributeurs d’électricité. D’une part, elle réduit les besoins en travaux de renforcement, dont le coût oscille entre 60 et 200 euros par mètre (€/m) de câble en milieu rural et atteint parfois 1 000 €/m en zone urbaine (câble souterrain).

D’autre part, elle améliore l’équilibre du réseau en évitant les surtensions locales et les congestions sur les lignes moyenne et basse tension. Et ce, pour mieux intégrer les énergies renouvelables sans dégrader la qualité de fourniture d’électricité.

Un impact mesuré pour les producteurs et les consommateurs

Côté producteurs, l’ORA-MP implique évidemment certaines concessions : 70 % de la puissance maximale est garantie en permanence, mais l’injection peut être temporairement réduite en cas de contrainte réseau. L’énergie non injectée est cependant plafonnée à 5 % de la production annuelle pour éviter un manque à gagner trop important. Pour les consommateurs, l’effet est moins direct. Une gestion plus souple du réseau permet d’accueillir plus d’énergies renouvelables à moindre coût, limite la répercussion des investissements sur les tarifs d’électricité, notamment son transport (taxe TURPE). Aussi, en évitant des congestions, l’ORA-MP contribue à maintenir une tension stable, essentielle pour les appareils électroniques des industriels et des foyers.

Alors que la France ambitionne d’atteindre 100 GW de solaire d’ici 2050, ces offres deviennent intéressantes pour accélérer la transition énergétique. Voilà une offre qui pourrait être ciblée, en tenant compte des contraintes locales du réseau et pouvant possiblement remplacer les tarifs de rachat d’électricité S21 qui, eux, n’en tiennent pas compte.

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Le 17 mars 2025, le président de la République a réuni à l’Élysée le quatrième Conseil de politique nucléaire (CPN). Cette instance, qui fixe les grandes orientations de la politique nucléaire française, a permis d’arrêter plusieurs décisions stratégiques sur le programme EPR2, le financement du nouveau nucléaire, l’approvisionnement en uranium et la fermeture du cycle du combustible.

Un conciliabule resserré pour acter des changements sur le programme EPR2. Initialement prévue pour 2035 au mieux, la mise en service du premier des six nouveaux réacteurs devrait finalement intervenir en 2038. Pour rappel, ils seront implantés à Penly, Gravelines et au Bugey. EDF est désormais sommé par l’Élysée de présenter d’ici la fin de l’année un chiffrage engageant sur les coûts et le calendrier du projet. Mais l’énergéticien français s’y refuse, arguant la difficulté de chiffrer précisément ce type de chantier alors que l’Élysée ne veut pas revivre les dépassements de Flamanville.

Pour assurer la construction des EPR2, l’Élysée a confirmé le recours à un modèle de financement hybride : l’État garantira un prêt bonifié couvrant au moins la moitié des coûts de construction, suivant un modèle déjà validé par l’Union européenne pour la centrale tchèque de Dukovany. Un contrat pour différence a été adopté pour fixer un prix maximal de 100 euros par mégawattheure (euro 2024). Ce dispositif devrait permettre d’aboutir à une décision finale d’investissement en 2026.

Un projet Astrid 2.0 pour relancer la filière des surgénérateurs ?

Face aux enjeux de sécurisation des approvisionnements, le CPN a validé une stratégie de développement des activités minières d’Orano. Dans la même logique, le Conseil a confirmé la poursuite des investissements dans l’aval du cycle à la Hague avec une nouvelle piscine d’entreposage des combustibles usés qui devrait être mise en service d’ici 2040. Le gouvernement a aussi souhaité relancer les recherches sur la fermeture du cycle du combustible pour, à long terme, se passer des importations d’uranium naturel. EDF, Framatome, Orano et le CEA devront remettre un programme de travail et une proposition d’organisation industrielle d’ici la fin de l’année 2025.

Le Conseil a acté le lancement de travaux préparatoires sur les réacteurs à neutrons rapides. Ils permettent de fermer le cycle du combustible. L’idée de relancer un projet comparable à Astrid, abandonné en 2019, refait ainsi surface. Le Secrétariat général pour l’investissement (SGPI) est, quant à lui, chargé de piloter la poursuite de l’accompagnement des petits réacteurs modulaires, en vue de la mise en service d’un démonstrateur dès le début des années 2030.

Les détracteurs du CPN accusent son fonctionnement – Médiapart parle d’une « anomalie démocratique -, sa cible 100 % nucléaire (excluant les renouvelables) et la subvention publique déguisée, sous forme de prêt à taux zéro, de 57 à 125 milliards d’euros selon l’association Énergies renouvelables pour tous.

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La troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3), soumise à consultation publique jusqu’au 5 avril 2025, définit les orientations énergétiques françaises pour la période 2025-2035. Ses objectifs ont été revus à la baisse par rapport à la précédente copie.

La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) s’inscrit dans la continuité de la Stratégie française pour l’énergie et le climat (SFEC) et accompagne la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et le Plan national d’adaptation au changement climatique (PNACC 3). Elle fixe les objectifs de déploiement d’énergie à horizon 2035. Le gouvernement prévoit d’adopter la PPE 3 par décret, sans actualisation législative des objectifs énergétiques nationaux, ce qui interroge sur sa solidité juridique. Le Haut Conseil pour le Climat a notamment recommandé de rétablir la cohérence entre la PPE et le cadre législatif national.

Photovoltaïque, un recul des ambitions

Le projet initial de novembre 2024 fixait un objectif de 54 à 60 GW de puissance solaire installée en 2030. Le 7 mars, la PPE 3 mise en consultation fixe finalement 54 GW et jusqu’à 90 GW à 2035. En revanche, la prévision de production d’électricité d’origine photovoltaïque (PV) en térawattheures (TWh) reste quasiment stable malgré la baisse des objectifs d’installation. Il est donc prévu une augmentation du facteur de charge.

L’objectif solaire est désormais réparti par type d’installation : 41 % pour les petites et moyennes toitures, 5 % pour les petites installations au sol, et 54 % pour les grandes installations, dont 38 % au sol et 16 % en toiture. L’un des axes forts de la PPE 3 est le développement d’une filière industrielle du solaire en France. L’objectif est de produire jusqu’à 10 GW de composants photovoltaïques d’ici 2035, incluant le silicium, les lingots et wafers, ainsi que les cellules et modules. L’agrivoltaïsme ne fait l’objet d’aucun objectif chiffré spécifique, bien qu’il soit mentionné dans les soutiens PV sol et PV bâtiment via des appels d’offres.

L’éolien en mer progresse

L’objectif pour l’éolien terrestre est maintenu entre 40 et 45 GW d’ici 2035. L’éolien en mer, en revanche, affiche des ambitions revues à la hausse avec un objectif de 18 GW installés en 2035. Le gouvernement prévoit des appels d’offres réguliers pour atteindre ce but. Les objectifs de production d’hydrogène baissent à 4,5 GW à 2030 et 8 GW à 2035.

Un flou persistant sur le soutien public et la décarbonation du mix

La PPE 3 reste vague sur l’avenir des dispositifs de soutien aux énergies renouvelables. Aucune garantie n’est apportée sur les tarifs d’achat et les mécanismes d’aide. Le Conseil supérieur de l’énergie a récemment plaidé pour un maintien des dispositifs actuels, notamment pour les petites installations photovoltaïques, alors que le gouvernement souhaite le revoir à la baisse.

Le gouvernement ne s’engage plus à ne pas construire de nouvelles centrales électriques à partir de fossiles, même si l’objectif d’arrêter la production d’électricité à partir du charbon est toujours maintenu pour 2027. La centrale de Saint-Avold a, par exemple, été récemment reconvertie au gaz et au biogaz. Quant aux objectifs annuels d’économie d’énergie, ils sont aussi revus à la baisse, via les certificats CEE, pour s’établir entre 825 TWh/an et 1750 TWh/an.

Une feuille de route très floue

La PPE 3 applique la stratégie des mobilités propres (SDMP) et les objectifs de la SNBC. Elle confirme le plan pour les mobilités actives (+60 % d’infrastructures cyclables) et détaille le fret fluvial. Le texte intègre les avancées sur l’électrification, le ferroviaire et la loi de finances 2025, adaptant malus CO2 et aides aux véhicules propres. Une mesure sur les batteries françaises est ajoutée.

Le Haut conseil pour le climat (HCC) a critiqué la PPE pour ses incohérences avec les objectifs européens et son manque de financements. Il pointe un écart de 150 TWh avec Fit for 55, l’absence de stratégie sur la biomasse et le flou sur la mobilité propre. Le HCC regrette aussi que la PPE 3 n’intègre pas l’aviation et le maritime ni l’impact du climat sur le système énergétique.

La PPE 3 doit encore être soumise à consultation jusqu’au 5 avril puis faire l’objet d’un décret et entrera en vigueur, alors que les précédents objectifs n’ont pas été atteints. Les objectifs de la précédente PPE étaient, en 2023, une puissance solaire atteinte de 19,3 GW contre 20,6 GW visés, et d’éolien terrestre de 21,9 GW au lieu de 24,1 GW notamment.

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Avec la fin programmée du dispositif ARENH en décembre 2025, EDF a annoncé la mise en place d’un système d’enchères pour vendre des contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN) à long terme. Cette initiative vise à stabiliser les prix de l’électricité tout en assurant le financement des projets nucléaires de l’électricien national.

Depuis 2010, le mécanisme de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) permettait aux fournisseurs alternatifs et aux industriels d’acheter de l’électricité à un prix fixe de 42 euros par mégawattheure (€/MWh). Avec sa disparition fin 2025, EDF met en place les CAPN pour proposer son remplacement. Ces contrats, attribués via des enchères à l’échelle européenne, concerneront les entreprises ayant des besoins énergétiques supérieurs à 7 gigawattheures (GWh) par an ainsi que les fournisseurs d’électricité opérant en France. EDF prévoit ainsi de mettre sur le marché 10 térawattheures (TWh) d’électricité avec des livraisons à partir de 2026.

Toujours trop cher selon les entreprises

Si EDF présente ces enchères comme une solution pour offrir de la visibilité aux entreprises, celles-ci dénoncent un tarif trop élevé. Les industriels électro-intensifs, notamment dans les secteurs de la métallurgie, de la chimie et du verre, s’inquiètent de perdre leur compétitivité. L’association Uniden, qui représente les gros consommateurs d’électricité, juge cette « attitude incompréhensible » auprès de l’AFP, estimant que le prix proposé par EDF est trop élevé par rapport aux anciens tarifs de l’ARENH.

EDF avait proposé un tarif de 70 €/MWh sur 15 ans, mais ce prix reste bien supérieur aux 42 €/MWh dont bénéficiaient jusqu’ici les industriels. Ces derniers craignent un impact sur leur compétitivité face à la concurrence américaine et chinoise, et agitent la menace de délocalisations, notamment dans la chimie.

Un seul contrat signé

Alors que l’État, actionnaire unique d’EDF, pousse pour la signature de davantage de contrats, le processus reste lent. À ce jour, seul un accord a été finalisé avec un industriel de la chimie, et un second serait en passe d’être signé. EDF se veut rassurant et assure que toutes les entreprises concernées trouveront une solution avant 2026.

Le gouvernement suit de près l’évolution des discussions et s’interroge sur les effets de ce nouveau mécanisme. L’ancien ministre de l’Économie, Bruno Le Maire, a critiqué le projet d’enchères, estimant qu’il risquait « d’affaiblir l’industrie française ».

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Dans un rapport publié en mars 2025, la Cour des comptes dresse un bilan contrasté du développement du biogaz en France. Si elle en reconnaît les atouts environnementaux et agricoles, les sages s’interrogent sur la cohérence des objectifs fixés par l’État et sur le poids croissant du soutien public.

Produit par méthanisation de matières organiques, le biogaz présente des avantages pour remplacer le gaz fossile. Il permet la valorisation des déchets agricoles et de fournir un revenu complémentaire aux exploitants : selon la Cour des Comptes, les agriculteurs impliqués dans la méthanisation ont vu leur excédent brut d’exploitation augmenter de « 40 000 euros à un an à 55 000 euros à cinq ans ».

Fin 2023, la France comptait 1 911 méthaniseurs, dont 652 injectaient du biométhane dans le réseau de gaz. Cette production reste cependant marginale : en 2023, le biogaz représentait 2,4 % de la consommation de gaz en France​.

Des objectifs flous

Dans le viseur de la Cour, l’incertitude sur les objectifs à long terme. Alors que la France vise la neutralité carbone en 2050, le rôle exact du biogaz dans le mix énergétique reste mal défini. En 2030, la production devrait atteindre 50 térawattheures (TWh) mais cette trajectoire repose sur des hypothèses incertaines, notamment sur la disponibilité des ressources en biomasse​.

Le rapport souligne que dès 2030, 15 TWh de biogaz pourraient manquer, faute de matières premières suffisantes. La concurrence entre usages alimentaires et énergétiques de la biomasse pourrait poser problème​. La filière bénéficie d’un soutien financier important : entre 2011 et 2022, les tarifs d’achat garantis ont coûté 2,6 milliards d’euros aux finances publiques. À cela s’ajoutent les subventions à l’investissement (500 millions d’euros entre 2019 et 2023), des exonérations fiscales et d’autres aides indirectes​.

Jusqu’à 27 milliards d’aides d’ici 2037

Le coût de ce soutien pourrait exploser : d’ici 2037, les engagements déjà pris représenteraient entre 22 et 27 milliards d’euros. La Cour met en garde contre l’impact de cette politique sur les finances publiques et plaide pour une meilleure régulation des aides​.

Face à ces critiques, le gouvernement prévoit de remplacer progressivement les tarifs d’achat par un mécanisme de certificats de production de biogaz (CPB). Ce système, financé par les fournisseurs de gaz et non plus par l’État, doit entrer en vigueur en 2026. Mais la Cour exprime des doutes sur sa viabilité et son impact sur les prix pour les consommateurs​. Elle recommande également de mieux encadrer le développement des méthaniseurs, d’améliorer la planification des ressources en biomasse et de mieux surveiller les effets de la méthanisation sur les pratiques agricoles​.

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TotalEnergies a officiellement annoncé, samedi, l’abandon de son projet de centrale photovoltaïque Maya en Guyane française, initié en 2019. Cette décision découle de l’actualisation de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) 2025-2035, qui redéfinit les priorités énergétiques du pays.

Dans un communiqué transmis à l’AFP, le groupe pétrolier et gazier français a justifié son retrait en invoquant l’absence de besoin supplémentaire en production d’énergie pilotable autour de Cayenne. Cette révision de la feuille de route énergétique exclut en effet l’ajout de nouvelles infrastructures capables d’ajuster leur production en fonction de la demande, comme celles intégrant des batteries de stockage.

La centrale aurait permis d’injecter jusqu’à 20 mégawatts (MW) d’énergie bas-carbone sur le réseau électrique de Cayenne, réduisant ainsi sa dépendance aux énergies fossiles, et améliorant la stabilité de l’approvisionnement. L’installation prévue combinait 120 mégawatts-crête (MWc) de panneaux solaires et une capacité de stockage de 240 mégawattheures (MWh), assurant une alimentation nocturne malgré l’intermittence du photovoltaïque.

Un abandon problématique pour la souveraineté énergétique de la Guyane

Son abandon est un revers pour l’objectif d’autonomie énergétique de la Guyane. Selon TotalEnergies, Maya aurait permis de franchir un tiers du chemin vers cet objectif. La centrale devait générer 32 emplois. Jean-Luc Le West, vice-président de la Collectivité Territoriale de Guyane (CTG) en charge du développement économique, déplore auprès de Libération « qu’une entreprise qui vient investir en Guyane ne reçoive pas le soutien escompté », jugeant cette situation désespérante. De son côté, Marie-Lucienne Rattier, conseillère territoriale en charge du numérique, estime que l’abandon de TotalEnergies est compréhensible si le groupe s’est senti insuffisamment soutenu.

Cette dernière porte un projet de centre de données et de village numérique sur 10 000 m², évalué à 480 millions d’euros, qui devait être implanté à proximité du parc photovoltaïque Maya et bénéficier de son approvisionnement énergétique stable. L’abandon de Maya menace désormais la viabilité de cette initiative. Cette décision s’inscrit dans un contexte plus large de réorientation de la stratégie énergétique française. La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) révisée et soumise à consultation actuellement baisse les objectifs photovoltaïques avant un décret prévu en avril.

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Le réacteur de Flamanville sera arrêté jusqu’à fin mars, annoncent Les Echos. Sur les 100 premiers jours de mise en service, il aura connu 76 jours d’arrêt.

L’EPR de Flamanville accumule les contretemps. Depuis son raccordement au réseau électrique le 21 décembre 2024, l’unité nucléaire a connu de multiples arrêts, programmés ou non. Le dernier en date, initié le 15 février, a été prolongé jusqu’au 30 mars en raison d’aléas techniques imprévus.

Selon EDF, ces interventions concernaient initialement un circuit de refroidissement par eau de mer, utilisé uniquement en cas de situations exceptionnelles. Puis, l’arrêt a été prolongé le 22 février pour une intervention sur une sonde de température du circuit primaire, qui assure la transmission de la chaleur du cœur du réacteur au circuit secondaire. Enfin, le 28 février, EDF a décidé d’anticiper des réglages du groupe turbo-alternateur, afin d’optimiser son fonctionnement. « Ce n’est pas un aléa nucléaire mais un problème mécanique, lié à des frottements qui entraînent un échauffement des paliers, qui demandent des réglages très fins », explique une source syndicale citée par Les Échos.

Une période de « rodage »

Le réacteur aura ainsi été immobilisé 76 jours sur ses 100 premiers jours d’exploitation. Une période de rodage inévitable, selon EDF, qui rappelle que la montée en puissance d’un réacteur de cette envergure nécessite des ajustements progressifs. « Sur une installation nouvelle, cela n’a rien de choquant. Ils auront d’autres problèmes de ce type. C’est toujours embêtant, mais sur des installations neuves, il y a toujours une période de rodage », indique un haut cadre du groupe à l’AFP.

Malgré ces contretemps, EDF assure que l’objectif d’atteindre 100 % de puissance à l’été reste inchangé. Une montée en charge qui devra toutefois composer avec d’autres arrêts programmés, prévus pour réaliser des ajustements supplémentaires. En parallèle, la centrale doit aussi gérer d’autres opérations de maintenance sur ses unités existantes. L’unité de production n°1, arrêtée depuis décembre 2024, ne redémarrera que mi-avril 2025, tandis que l’unité n°2 verra son arrêt repoussé à novembre.

Quelle fiabilité pour les EPR ?

Le retard de Flamanville soulève des questions sur la fiabilité du modèle EPR alors que la France mise sur cette technologie pour relancer son programme nucléaire. Avec une construction qui a déjà pris 17 ans de retard et des coûts explosant à plus de 13 milliards d’euros contre 3,3 milliards initialement prévus, ce projet est devenu un symbole des difficultés industrielles françaises dans le secteur nucléaire.

Les prochaines étapes seront scrutées par les autorités. La montée en puissance de Flamanville à l’été 2025 constituera un test alors même que la France prévoit d’en construire six nouveaux dans les décennies à venir.

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Avec 89 térawattheures (TWh) d’exportation d’électricité vers nos voisins européens et 2,5 milliards euros d’investissement, le gestionnaire français du réseau d’électricité voit pourtant son chiffre d’affaires baisser.

Le gestionnaire du réseau électrique français, RTE, a présenté ses résultats annuels de 2024. Dans un contexte de retour à des niveaux de production d’électricité pré-crise et de stabilisation des prix de marché, l’entreprise affiche un chiffre d’affaires de 5,56 milliards d’euros, en recul de 9 % par rapport à 2023. Le résultat net s’élève à 171 millions d’euros, marquant un fort repli comparé à 2023 (417 M€) et 2022 (485 M€).

La production électrique française a atteint 536,5 TWh en 2024, des niveaux similaires à l’avant-crise des prix et du nucléaire. Cette dynamique a favorisé un solde exportateur jamais vu auparavant, de 89 TWh vers les pays voisins. Le prix spot moyen de l’électricité s’est établi autour de 60 €/MWh, stabilisé après les fortes fluctuations des années précédentes.

Un chiffre d’affaires en baisse malgré une consommation en hausse

Les recettes d’accès au réseau – une sorte de péage — portées par une hausse de la consommation industrielle (+3 TWh) ont progressé de 4 %, atteignant 4,2 milliards d’euros. Toutefois, la baisse des écarts de prix entre la France et ses voisins a pesé sur les revenus des interconnexions, en recul de 770 millions d’euros. Les coûts d’exploitation sont restés élevés, notamment en raison du coût des réserves nécessaires au maintien de la fréquence et des achats d’électricité pour compenser les pertes sur le réseau. La consommation a, elle aussi, repris le chemin de la hausse après des années en berne.

RTE a poursuivi une politique d’investissement croissante chaque année, dépassant pour la première fois les 2,5 milliards d’euros (+508 millions d’euros en un an). Cette hausse de 37 % par rapport à 2023 s’inscrit dans une trajectoire de 100 milliards d’euros d’investissement à 2040 pour intégrer les énergies bas-carbone et poursuivre les projets d’interconnexion comme le Celtic Interconnector (avec l’Irlande) et golfe de Gascogne (France et Espagne en 2028).

Hausse de l’endettement

L’augmentation des investissements s’est accompagnée d’une hausse de l’endettement net de 13 %, atteignant 11,75 milliards d’euros. Pour financer ses projets, RTE a levé 2,25 milliards d’euros sur les marchés obligataires, incluant une tranche verte de 750 millions d’euros dédiée aux raccordements d’énergies renouvelables.

Alors que 2024 marquait la fin de la période tarifaire TURPE 6 HTB (2021-2024), RTE a présenté en février 2025 les grandes orientations de son prochain schéma décennal de développement du réseau (SDDR). Ce plan vise à accélérer la transition énergétique, adapter le réseau aux évolutions climatiques et soutenir la réindustrialisation du pays.

Avec une évolution tarifaire validée par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) au 1er février 2025, RTE assure disposer des moyens nécessaires pour poursuivre la modernisation du réseau.

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