Le 24 avril 2025, une coalition d’une vingtaine de fédérations et d’organisations professionnelles du secteur de l’énergie a publié une lettre ouverte aux parlementaires français, appelant à une « véritable rupture dans l’électrification des usages » pour renforcer la souveraineté énergétique du pays et à l’adoption de la PPE.

La tribune publiée par une vingtaine de groupes d’intérêt du secteur de l’énergie, renouvelable comme nucléaire, gaz comme hydroélectricité intervient à la veille des débats parlementaires sur la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) qui fixe les objectifs énergétiques pour la période 2025-2035.

Parmi les signataires figurent l’Union française de l’électricité (UFE), Enerplan, France Hydro Électricité, France Renouvelables, le Syndicat des énergies renouvelables (SER), le Groupement des industriels français de l’énergie nucléaire (Gifen), la Société française d’énergie nucléaire (SFEN)…

La lettre souligne l’urgence d’accélérer les transferts d’usage vers l’électricité dans les secteurs des transports, de l’industrie et des bâtiments, encore fortement dépendants des énergies fossiles. Les signataires rappellent que « chaque jour, ce sont 180 millions d’euros qui s’envolent pour couvrir notre consommation d’énergies fossiles – soit plus de 65 milliards d’euros par an versés à des puissances étrangères, parfois hostiles à nos intérêts ».

Vite publier les objectifs énergétiques

Ils appellent à la publication rapide du décret de la PPE, approuvé le 27 mars par le Conseil supérieur de l’énergie, afin de fournir une feuille de route claire et cohérente pour la transition énergétique. Ils disent avoir besoin de ce décret pour avoir de la visibilité sur l’avenir des filières avec les objectifs, favoriser les investissements, créer des emplois locaux et renforcer la souveraineté énergétique de la France.​

Les signataires insistent sur le fait que toutes les technologies d’électrification doivent être soutenues, qu’il s’agisse de l’électricité produite par des réacteurs nucléaires, des barrages hydroélectriques, des éoliennes ou des panneaux solaires. L’objectif est de substituer les énergies fossiles importées par une électricité produite intégralement en France et décarbonée.

Actuellement, l’électricité ne couvre seulement 27 % de la consommation d’énergie finale en France, trop faible pour atteindre les objectifs climatiques et de souveraineté énergétique. Les signataires appellent donc les parlementaires à la responsabilité pour prendre les mesures nécessaires pour accélérer l’électrification des usages et réduire la dépendance aux énergies fossiles.

L’article Électrification des usages : le cri du cœur des professionnels de l’énergie est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’ancienne présidente d’Areva, Anne Lauvergeon, sort un livre pour défendre une approche différente du développement nucléaire français. Elle prétend qu’EDF pourrait produire « jusqu’à 30 % d’électricité en plus » avec les réacteurs existants sans attendre la mise en service de nouveaux EPR.

Dans « Un secret si bien gardé », titre de son livre, Anne Lauvergeon évoque la sous-production des 56 réacteurs en fonctionnement. Elle pense que des investissements ciblés permettraient d’optimiser leur rendement et leur disponibilité, dans le respect des standards de sûreté. Une thèse qu’elle développe dans Ouest-France où elle affirme : « Le facteur de charge des réacteurs d’EDF est parmi les plus mauvais des 33 pays qui produisent de l’énergie nucléaire ». Alors que, dans le même temps, les politiques « l’ignorent » et RTE et EDF « l’occultent soigneusement ».

Anne Lauvergeon pousse en faveur de l’opportunité stratégique que représenterait une augmentation rapide de la production nucléaire existante. Cela permettrait d’accompagner l’électrification accélérée des usages — véhicules électriques, pompes à chaleur, industrie — sans attendre une hypothétique vague de nouveaux moyens de production. À ses yeux, prolonger la durée de vie et améliorer les performances du parc actuel est « la solution la plus rapide et la plus efficace pour répondre aux défis climatiques ». Au passage, elle étrille le programme EPR 2 : Plutôt que de prévoir « d’énormes investissements pour des nouveaux réacteurs », il faut d’abord « utiliser à fond ce que nous avons ».

Augmenter le facteur de charge pour faire baisser les prix ?

Mais au-delà des aspects techniques, Anne Lauvergeon émet une critique plus large contre la stratégie d’EDF. Elle dénonce notamment une politique tarifaire selon elle incompréhensible à l’heure où l’électricité nucléaire est censée représenter un atout compétitif majeur pour la France. « On pourrait enfin abaisser le prix de l’électricité, éviter des fermetures d’usine, réussir notre décarbonation, exporter davantage d’électricité vers nos voisins. Et produire les carburants de synthèse dont ont besoin l’aéronautique et les navires. »

Ce qu’oublie Anne Lauvergeon, c’est que le nucléaire s’inscrit dans un mix énergétique contenant d’autres sources de production. Et donc sa production varie suivant la disponibilité des autres centrales, moins chères. Cela s’appelle la modulation suivant l’ordre de mérite.

L’article Comment nos centrales nucléaires pourraient produire 30 % d’électricité supplémentaire est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le projet Horizeo, immense ferme solaire prévue dans la forêt de Saucats, en Gironde, ne verrait pas le jour si la comptabilisation de l’artificialisation des sols n’était pas revue, menace la DG d’Engie. Pour ce parc de 1 gigawatt (GW), son porteur de projet souhaite adapter la loi pour qu’il voie le jour.

Lors de son audition le 10 avril, Catherine MacGregor, directrice générale d’Engie, a sonné l’alarme devant le Sénat : si aucune évolution réglementaire n’intervient rapidement, elle abandonnerait le projet Horizéo, qui doit ériger la plus grande centrale solaire de France et d’Europe, en lieu et place d’une surface sylvicole. Situé à Saucats (Gironde), ce projet est en effet bloqué par des incompatibilités avec les documents d’urbanisme locaux et n’a pas bénéficié d’une mutualisation régionale des surfaces artificialisées. Un coup dur pour un parc de cette envergure.

Entre objectifs environnementaux et énergétiques, son salut pourrait venir d’un amendement du groupe Horizons au projet de loi simplification, qui propose d’exempter les énergies renouvelables de la comptabilisation de l’artificialisation des sols. Mais le gouvernement ne souhaite pas privilégier ce timing, souhaitant reporter les discussions à l’examen de la future proposition de loi Trace, attendue avant l’été.

Tordre la loi pour faire passer Horizéo ?

Engie mise donc sur plusieurs fronts : la redéfinition même de l’artificialisation, en limitant sa définition aux seules surfaces imperméabilisées, et une possible exemption plus large via la prochaine loi de programmation énergétique. Un pari risqué, tant le gouvernement semble prudent face aux demandes d’assouplissement du ZAN.

Prochain coup de force envisagé par Engie : faire évoluer la définition de l’artificialisation pour limiter son application aux seules surfaces imperméabilisées. À défaut d’obtenir gain de cause, le groupe espère que la proposition de loi Gremillet sur la programmation énergétique permettra d’alléger, voire d’exempter, les projets d’énergies renouvelables des règles actuelles d’artificialisation.

L’article La future plus grande centrale solaire de France toujours suspendue à la loi anti-artificialisation est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Alors que les nouvelles installations de biogaz ralentissent, la production de biométhane injecté en France a pourtant enregistré une hausse de 27 % en 2024, relève le lobby du gaz.

D’après le 10ᵉ panorama des gaz renouvelables, publié début avril par le Syndicat des énergies renouvelables (SER), GRDF, Gaz et Territoires, Teréga et Natran, 11,6 térawattheures (TWh) ont été injectés dans les réseaux, contre 9,1 TWh en 2023. Ce volume représente 3,2 % de la consommation nationale de gaz naturel, l’équivalent énergétique de 756 000 foyers ou 40 000 camions et bus roulant au biogaz​.

Cette progression s’explique par la montée en puissance des unités produisant déjà du biogaz, plutôt que par l’arrivée de nouveaux sites. Seules 79 nouvelles installations ont été mises en service en 2024, contre 139 en 2023, 149 en 2022 et 151 en 2021. Le niveau d’installation de nouveaux sites producteurs est similaire à celui de 2019. Le parc total atteint 731 sites en service, tous alimentés par des biodéchets agricoles, agroalimentaires, ménagers ou issus de stations d’épuration​.

Un appel à maintenir les subventions pour les petits projets

Le ralentissement vient de plusieurs facteurs : la révision à la baisse des tarifs d’achat en 2020, les crises sanitaire et énergétique successives, mais aussi les contraintes réglementaires, comme la loi Zéro artificialisation nette (ZAN) qui freine, selon le lobby, le développement de nouvelles installations en zone rurale ou périurbaine.

Dans ce rapport, le lobby du biogaz, secteur qui emploie environ 7 500 personnes, alerte sur la nécessité de maintenir un soutien public notamment pour les petits projets de moins de 25 GWh/an afin de mailler finement le territoire. Elle propose également de mettre en place des aides directes à la consommation de gaz renouvelable pour stimuler la demande, dans un contexte de prix du gaz fluctuant et encore peu favorable au biométhane.

Côté objectifs, la prudence est de mise

Côté perspectives, les professionnels saluent l’objectif intermédiaire de 44 térawattheures (TWh) d’ici 2030 inscrit dans la future PPE (Programmation pluriannuelle de l’énergie) actuellement en discussion au Parlement. Mais ces derniers trouvent que le cap de 79 TWh pour 2035 « manque clairement d’ambition », auprès de l’AFP.

Autre point de vigilance : l’oubli persistant des technologies complémentaires comme la pyrogazéification ou la méthanation qui permettent de valoriser d’autres types de déchets ou de coupler la production de gaz renouvelable à l’hydrogène et à la capture de CO₂.

L’article Biogaz : la France en produit plus malgré un ralentissement des nouvelles installations est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Alors que les inquiétudes énergétiques des hivers passés portaient sur la menace de coupures en raison d’un déficit de production, c’est aujourd’hui l’excès d’électricité qui met sous pression le réseau français.

Dans une lettre adressée aux producteurs et fournisseurs, Réseau de transport d’électricité (RTE) se veut alarmant : l’équilibre entre l’offre et la demande est de plus en plus difficile à maintenir, car la production est trop grande devant une consommation en berne.

Ce déséquilibre s’explique par plusieurs facteurs. D’abord, le parc nucléaire français, fragilisé en 2022-2023, fonctionne de nouveau à un facteur de charge élevé. L’hydroélectricité bénéficie de la fonte des neiges, et les énergies renouvelables, comme il fait beau et que les régimes de vent sont puissants à cette période de l’année, tournent à plein régime. En face, la consommation reste structurellement basse depuis la crise énergétique, freinée par les hausses de prix passées et des comportements plus sobres.

Exporter notre électricité ne suffit plus

Résultat : la France exporte massivement, mais cela ne suffit pas. RTE est contraint d’activer des mécanismes d’équilibrage coûteux pour forcer l’arrêt d’installations, notamment éoliennes et solaires, mais parfois aussi nucléaires. Depuis le 4 mars, treize coupures de ce type ont été décidées, un record.

Cette surproduction fait plonger les prix de marché, jusqu’en territoire négatif. Certaines centrales, comme celles à gaz ou charbon, préfèrent payer pour continuer à produire plutôt que de subir les coûts d’un arrêt et redémarrage. Impossible non plus d’évacuer le surplus de production aux pays voisins, eux aussi saturés. Cette logique aboutit à une concurrence entre actifs pour rester connectés, au détriment de l’équilibre global.

Des solutions de flexibilité côté production et consommation

Face à cette instabilité, plusieurs pistes sont envisagées. D’abord, la CRE envisage de déplacer les heures creuses à l’après-midi pour inciter les consommateurs à absorber le surplus solaire. Ensuite, une réforme du « mécanisme d’ajustement » imposera aux producteurs renouvelables de plus de 10 MW de se rendre disponibles pour modulation, à la hausse comme à la baisse.

Enfin, RTE appelle les « responsables d’équilibre » à mieux anticiper les variations sur leur périmètre. Car chaque écart entre prévisions et réalité entraîne une charge supplémentaire pour le gestionnaire, qui doit intervenir dans l’urgence et régler la différence. Comme le souligne Montel sur LinkedIn, la situation pourrait durer jusqu’en juin. Alors que les prix négatifs apparaissaient principalement en été, arrivent désormais en mars.

L’article Les excès de production solaire et éolienne font souffrir le réseau électrique français selon RTE est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Alors que la décarbonation repose en grande partie sur l’électrification des usages, une incohérence majeure demeure dans la fiscalité énergétique actuelle : l’électricité que nous utilisons au quotidien pour le chauffage, la cuisson ou la mobilité, est bien plus taxée celle servant à la production de carburants synthétiques, ou e-fuels, destinés à l’aviation, relève le chercheur Jean-Baptiste Jarin.

Le chercheur Jean-Baptiste Jarin relève une contradiction sur la taxation d’une même électricité dirigée vers nos maisons et celle pour produire les e-fuels. Selon son analyse, publiée dans un article le 11 février 2025, le prix final de l’électricité pour un ménage français atteint en moyenne 27 centimes d’euros le kilowattheure (c€/kWh). En face, les futurs e-fuels d’origine renouvelable (produits via électrolyse et synthèse à partir de CO₂) ne seraient taxés qu’à hauteur de 9 c€/kWh lorsqu’ils sont destinés au transport aérien. Cet écart d’un facteur trois vient en grande partie de la fiscalité appliquée à chaque énergie.

Exemptions de taxes pour le secteur aérien

L’électricité est soumise à une combinaison de charges : TVA (5,5 % à 20 % selon les cas), contribution au service public de l’électricité (CSPE) et coûts d’acheminement. Cette structure tarifaire résulte d’une logique historique de financement des réseaux.

À l’inverse, les e-fuels, bien que très énergivores à produire (rendement global inférieur à 20 % depuis l’électricité initiale consommée) sont aujourd’hui peu, voire pas taxés. Le secteur aérien bénéficie d’exemptions fiscales : absence de taxe sur le kérosène, exonération de TVA sur les vols internationaux et incitations pour l’incorporation de carburants dits « durables », même si ceux-ci peuvent être issus de sources fossiles requalifiées (comme les carburants synthétiques utilisant du gaz fossile avec captage de CO₂).

Selon le chercheur, ce traitement différencié révèle une hiérarchisation implicite des usages : les usages dits primaires (logement, alimentation, mobilité quotidienne) sont davantage taxés que les usages tertiaires (loisirs, aviation) et réservés aux plus riches, qui va à l’encontre d’une transition juste. Il appelle à une révision des grilles tarifaires et fiscales, fondée sur la valeur sociale et climatique des usages plutôt que sur leur poids économique ou historique.

L’électricité bas-carbone souvent très taxée

Au moment où l’Union européenne révise sa directive sur la taxation de l’énergie, cette asymétrie devrait y être au cœur. À défaut, la fiscalité pourrait freiner l’électrification des usages pourtant les plus sobres, tout en subventionnant des filières émergentes à faible efficacité énergétique et dont on peut en partie se passer. Cette différence de taxation avait été relevée par l’Observatoire de l’industrie électrique : l’électricité bas-carbone est souvent grandement taxée relativement à sa faible émission de CO₂.

L’article Pourquoi notre électricité est plus taxée que celle destinée à produire du kérosène « vert » est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’Assemblée nationale a voté, lundi 7 avril, la reconversion de la centrale à charbon de Saint-Avold (Moselle), dernière de ce genre en France, avec Cordemais.

Fermée en 2022 puis relancée face à la crise énergétique provoquée par la guerre en Ukraine, la centrale Émile-Huchet poursuit sa production, mais avec une nouvelle énergie fossile, le gaz. Exit le charbon, la production d’électricité à partir de gaz est légèrement moins émettrice de gaz à effet de serre. Propriété de GazelEnergie, filiale du milliardaire tchèque Daniel Křetínský qui fait notamment fortune sur ces centrales si polluantes, le site s’apprête à tourner la page du charbon avec une reconversion estimée à 110 millions d’euros prévue pour l’été 2026. Le texte adopté, soutenu par le gouvernement Bayrou, lève les obstacles législatifs qui freinaient ce chantier industriel. Comme le soulignent Les Échos, « 500 emplois directs et indirects sont concernés par l’avenir du site »​.

Pourtant, le choix du gaz reste un compromis. Si le biogaz fait figure de solution plus verte, le gaz dit naturel, énergie fossile, reste surprenant. Pourquoi continuer à faire fonctionner une moyenne de 125 mégawatts (MW) sur l’année 2025 à une telle intensité carbone ?

Une reconversion du fossile vers un fossile légèrement moins polluant

Les députés écologistes se sont abstenus, estimant qu’« il n’est pas aisé de voter un projet qui continue à miser sur des énergies fossiles »​. Le ministre de l’Industrie Marc Ferracci a reconnu la difficulté de sa reconversion. L’annonce acte aussi l’abandon de la reconversion à la biomasse, évoquée par Emmanuel Macron en 2023. Selon l’AFP, le biogaz représentait en 2024 à peine 3,2 % de la consommation française de gaz, malgré une hausse de 27 % de sa production​. Les projets peinent à émerger, freinés par la révision des tarifs d’achat et le manque de soutiens publics.

L’exemple de la reconversion de Saint-Avold montre la lenteur de la fermeture des centrales fossiles pour la production d’électricité. Elles deviendront de moins en moins incontournables, leur atout étant la pilotabilité, avec l’avènement des flexibilités.

L’article Feu vert pour la conversion au gaz de la centrale au charbon de Saint-Avold est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

L’article « Très chère électricité » : ce documentaire plonge dans les failles des marchés de l’énergie est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

L’article Ces rares villes et villages qui gagnent des millions grâce aux éoliennes est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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).

L’article Il faudrait investir des milliers de milliards d’euros pour développer le réseau électrique européen est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

L’article Éoliennes et radars militaires : ce nouveau décret veut éviter les brouillages est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

L’article Près de la moitié de l’électricité européenne a été produite par les renouvelables en 2024 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

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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.

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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​.

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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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