Dans une tribune commune publiée le 7 mai dans Le Figaro, Emmanuel Macron et Friedrich Merz appellent à un « réalignement stratégique » des politiques énergétiques française et allemande. Le président français et le patron de la CDU, probable successeur d’Olaf Scholz à la chancellerie, plaident notamment pour une approche commune fondée sur la « neutralité technologique », concept cher à la France pour défendre le nucléaire dans les débats européens.

Les deux dirigeants souhaitent garantir « un traitement non discriminatoire de toutes les énergies bas-carbone », citant en particulier l’hydrogène, dans une tribune commune publiée dans Le Figaro. Cette position arrive à point nommé alors que la bataille fait rage sur la définition du futur « hydrogène vert » de l’Union européenne. Paris milite pour que l’hydrogène produit grâce à l’électricité nucléaire soit reconnu comme bas-carbone, une position refusée par Berlin jusqu’ici. La tribune évoque un possible rapprochement appelant à une « approche pragmatique » sur le sujet.

Autre point de convergence : le rôle du gaz naturel comme énergie de transition. Si cette idée fait consensus dans plusieurs pays, elle reste polémique à Bruxelles, notamment au regard des objectifs de neutralité carbone. Le gaz reste polluant, bien qu’il émette moins de gaz à effet de serre que le charbon, il reste brûlé pour produire de l’électricité ou chauffer. Les chefs d’État Macron et Merz estiment que certains États doivent pouvoir y recourir temporairement.

Respect mutuel des choix énergétiques

Le message de cette tribune demeure politique : sortir de l’affrontement entre Paris et Berlin sur l’énergie, qui a marqué le mandat de Scholz, pour favoriser une entente constructive. À travers le prisme de la neutralité technologique, comprendre le respect mutuel des choix technologiques, la France espère toujours ouvrir l’accès aux financements européens pour ses projets nucléaires, notamment des EPR2.

Enfin, les deux dirigeants insistent sur l’importance d’investissements massifs dans les infrastructures, en particulier transfrontalières. Le marché européen interconnecté de l’électricité est une arme face au risque de blackout. L’Espagne et le Portugal pointaient, lors de leur épisode récent, le manque de puissance d’échange transfrontalière avec la France et le reste de l’Europe.

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Le patron des patrons hausse le ton sur la question du prix de l’électricité. Devant la commission des Affaires économiques du Sénat, mardi 7 mai, Patrick Martin, président du Medef, a jugé qu’un « bon prix » de l’électricité pour les entreprises énergo-intensives devait se situer à « maximum 50 €/MWh », inférieur au coût de production nucléaire estimé par la CRE.

Auditionné par la commission des Affaires économiques du Sénat le 7 mai, le président du Medef Patrick Martin a estimé que le tarif acceptable pour les entreprises électro-intensives ne devait pas dépasser 50 euros le mégawattheure (€/MWh). Une référence inférieure au coût de production du nucléaire d’EDF, estimé à 60 €/MWh pour la période 2026-2030 par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Baisser les prix de l’électricité et contractualiser

Selon Patrick Martin, « l’impact du prix de l’énergie sur la réindustrialisation ou l’attractivité du territoire est absolument évident ». Or, malgré la baisse des prix sur les marchés, « on n’en est pas là aujourd’hui », regrette-t-il. Il appelle donc à une avancée rapide dans les discussions entre l’État et EDF sur les futurs contrats de long terme, censés garantir un prix stable aux entreprises à partir de 2026. Jusqu’ici, le Medef n’avait pas pris de position officielle sur ce dossier. Désormais, le mouvement des patrons alerte : « beaucoup d’investissements de la part de ces entreprises sont suspendus ou sont transférés » à l’étranger à cause des prix élevés de l’électricité.

Selon la quatrième phase de l’enquête énergie du Medef, publiée en mars 2024, 53 % des entreprises déclaraient payer l’électricité à plus de 180 €/MWh, et 18 % dépassent même les 280 €/MWh, en particulier parmi les PME. Les entreprises ayant signé des contrats pendant le pic de la crise énergétique restent en difficulté, malgré un repli récent des prix. Elles se montrent surtout inquiètes de la hausse structurelle du coût de l’énergie et du manque de visibilité à moyen terme.

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Dans une lettre publiée fin avril, l’ESMC alerte sur la vulnérabilité des onduleurs solaires connectés, en particulier ceux fabriqués en Chine. L’organisation appelle à des mesures urgentes pour préserver les panneaux solaires des cyberattaques.

L’European Solar Manufacturing Council (ESMC) a lancé, le 30 avril, une alerte sur les risques de cybersécurité posés par les onduleurs solaires connectés, en particulier ceux d’origine chinoise. L’organisation représentant les industriels européens du photovoltaïque appelle à une évaluation des risques posés par les fabricants chinois d’onduleurs solaires et d’interdire ceux à haut risque de s’y connecter.

Dans une lettre officielle, l’ESMC s’inspire de la boîte à outils européenne de sécurité 5G pour plaider en faveur d’une approche coordonnée entre États membres. Selon elle, la souveraineté énergétique européenne est en jeu, car les onduleurs solaires, permettant la conversion du courant continu en alternatif, nécessitent souvent une connexion internet pour les mises à jour logicielles et le monitoring à distance.

Interdire l’accès à distance aux onduleurs

Ce lien numérique est donc une faille potentielle du point de vue de la cybersécurité. Des chercheurs et hackers ont démontré à plusieurs reprises que ces équipements peuvent être manipulés à distance. En janvier dernier, un pirate informatique montrait, preuves à l’appui, qu’il était capable de prendre le contrôle de milliers d’onduleurs installés en Europe. Une telle attaque pourrait désorganiser la production électrique ou créer une instabilité sur le réseau.

L’ESMC cible notamment Huawei, poids lourd chinois de l’électronique et grandement impliqué dans le secteur solaire. Elle cite l’exemple de la Lituanie qui a déjà interdit l’accès à distance aux dispositifs solaires, éoliens et de stockage par des pays jugés comme une menace après une cyberattaque contre l’entreprise nationale d’électricité. Cette alerte est dans la continuité de la prise de position de SolarPower Europe, favorable à une limitation stricte des connexions à distance depuis des territoires extérieurs à l’UE.

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L’Allemagne pourrait être poussée à fragmenter sa zone de prix nationale en plusieurs régions. Pour diminuer les prix de l’électricité selon les gestionnaires européens de réseaux électriques, et réduire la fluctuation des prix selon la Suède. Ce à quoi l’Allemagne répond catégoriquement non, craignant une inégalité entre production renouvelable au nord et industries au sud, sans résoudre le problème du goulet d’étranglement entre ces deux régions.

Un rapport publié le 28 avril par l’association des gestionnaires européens de réseaux électriques (ENTSO-E) remonte à la surface un débat aussi technique qu’économique : faut-il fractionner la zone de prix de l’électricité Allemagne-Luxembourg ? Selon les auteurs, une telle division en cinq zones permettrait de mieux refléter les déséquilibres régionaux entre production et consommation, en réduisant les coûteux recours aux mécanismes d’équilibrage. Ils estiment le gain économique net à 339 millions d’euros par an dès 2025. Une goutte d’eau, certes, c’est moins de 1 % des coûts du système en Europe centrale, mais c’est déjà ça.

En Allemagne, la réaction ne s’est pas fait attendre. Le gouvernement fédéral, soutenu par les industriels, rejette l’idée. D’autant que le futur gouvernement Merz défendra lui aussi une zone de prix unique, un principe inscrit dans l’accord de coalition conclu récemment. ENTSO-E surestimerait constamment les bénéfices, l’accusent-ils, tout en craignant une flambée des prix dans les zones industrielles du sud-ouest. Cette scission nuirait à la compétitivité, déjà affaiblie par des tarifs élevés. « Une incertitude considérable pour les consommateurs comme pour les producteurs est tout le contraire de ce dont nous avons besoin dans la situation difficile actuelle », alerte la fédération allemande de la chimie auprès des Échos.

Des conséquences à la frontière franco-allemande

Le cas allemand suscite-t-il une vague française ? La France, souvent citée comme exemple d’un système centralisé, n’est pas concernée pour le moment par une reconfiguration : le rapport conclut qu’une division de l’Hexagone aurait un effet négatif sur l’efficacité économique. Autrement dit, la zone unique de prix française resterait la plus adaptée à son mix électrique très centralisé autour du nucléaire. L’an dernier, la Suède a dénoncé l’impact de la zone d’enchères unique allemande sur ses prix et suspendu un projet de ligne électrique, exigeant que Berlin adopte des zones multiples, comme elle.

Mais si l’Allemagne se scindait effectivement en plusieurs zones, nous pourrions ressentir, en France, des répercussions. D’abord sur le marché : une différenciation des prix allemands selon les régions pourrait altérer les flux transfrontaliers, donc les prix de gros dans les zones frontalières françaises. Ensuite sur les projets communs : le climat d’incertitude tarifaire pèserait sur les investissements dans les interconnexions ou les échanges d’électricité verte.

D’autant que les effets d’une telle réforme restent difficiles à anticiper. Le rapport lui-même reconnaît les limites de sa méthodologie, fondée sur des données datées de 2019, sans prise en compte des chocs récents (Covid, crise énergétique, le plan de déploiement massif d’énergies renouvelables REPowerEU). Et l’éventuelle mise en œuvre, repoussée à l’horizon 2030, laisserait le temps aux réseaux allemands de s’adapter via des plans d’action alternatifs.

Qui décide donc du cadre de marché dans une Europe de l’électricité de plus en plus intégrée ? Berlin dispose de six mois pour proposer une réponse. Mais c’est toute l’Union qui en ressentira les conséquences.

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Le dernier rapport de Copernicus, le programme européen de surveillance de la Terre, dresse un constat aussi limpide qu’inquiétant : le changement climatique n’affecte pas seulement notre environnement, il affecte aussi le productible des énergies renouvelables.

En 2024, l’Europe a connu son année la plus chaude jamais enregistrée : un triste record qui illustre à quel point le continent se réchauffe plus vite que le reste du globe.​ Cette hausse des températures a des effets notables sur les ressources énergétiques supposées nous libérer des combustibles fossiles. Le rapport, publié le 15 avril, s’attarde particulièrement sur l’impact du dérèglement climatique sur la production potentielle d’électricité d’origine éolienne, solaire et hydroélectrique. Et les conclusions sont sans appel : le changement climatique diminue le productible renouvelable.​

L’exemple le plus frappant concerne l’énergie éolienne. Durant l’automne 2024, le nord-ouest de l’Europe a connu une période prolongée de vents faibles. Résultat : une baisse de 75 % de la production potentielle d’électricité éolienne dans la région. Du jamais vu alors que cette zone est traditionnellement une grande source de production éolienne européenne.

Le solaire n’est pas non plus épargné : l’ensoleillement a été « inférieur à la moyenne pendant la majeure partie de l’année » dans le nord-ouest du continent et le sud de la Scandinavie, « témoignant d’un rayonnement solaire inférieur à la moyenne dans cette région pour l’ensemble de l’année ».​

Une tendance observée depuis longtemps

Cette tendance à la baisse du rendement s’inscrit dans un phénomène plus large déjà observé sur plusieurs années. Selon l’Organisation météorologique mondiale (OMM), la productivité des parcs solaires a décliné d’environ 5 % entre 2010 et 2020 dans certaines régions du globe. La cause principale ? Des augmentations localisées de la couverture nuageuse ou de la pollution atmosphérique, qui réduisent l’irradiation solaire disponible. De leur côté, les parcs éoliens souffrent de la redistribution des régimes de vent liée au réchauffement global, entraînant parfois une variabilité à la hausse, parfois à la baisse, en fonction des zones.

À cela s’ajoute un paradoxe préoccupant : les territoires les plus engagés dans la transition énergétique sont aussi ceux où la production renouvelable devient plus aléatoire. Les pays du nord de l’Europe, largement dépendants de l’éolien, sont confrontés à une instabilité croissante des régimes de vent. À l’inverse, certaines zones du sud pourraient bénéficier d’un potentiel solaire accru à moyen terme, mais souvent au prix de conditions extrêmes (sécheresses, canicules) qui compliquent leur exploitation. L’objectif est de diversifier les sources de production renouvelables pour diversifier et limiter les risques de baisse de productible ainsi que d’investir dans des solutions de stockage.

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D’ici début 2026, la Canopée des Halles (1ᵉʳ arrondissement de Paris), vaste centre commercial et site de correspondance pour les transports urbains, s’apprête à devenir la plus grande centrale solaire du centre de la capitale.

La ville de Paris, en collaboration avec la société d’économie mixte PariSeine, prévoit l’installation de 1 200 panneaux photovoltaïques sur le toit de cette structure emblématique.​ Ce projet vise à augmenter la part des énergies renouvelables dans la consommation électrique de la ville. Les panneaux couvriront environ 2 200 m², soit près d’un tiers de la surface totale de la Canopée, et devraient produire l’équivalent de 20 % de la consommation électrique des bâtiments publics situés sous la structure.

Annoncé par la maire Anne Hidalgo sur son compte LinkedIn, ce projet vise à transformer ce lieu emblématique en un modèle d’architecture durable. La production annuelle estimée est de 470 MWh, soit l’équivalent de la consommation électrique (hors chauffage) d’environ 200 foyers. Il s’inscrit dans le Plan Climat de Paris, qui prévoit d’atteindre la neutralité carbone d’ici à 2050.​ Le chantier, confié à la société Urbasolar, débutera en juin 2025 pour une mise en service prévue à l’automne 2025 ou début 2026.

Un coup de jeune à la canopée des halles

Les architectes Patrick Berger et Jacques Anziutti, concepteurs de la Canopée, n’avaient peut-être pas, dès l’origine, envisagé la possibilité d’intégrer des panneaux solaires à la structure. Après une série d’inondations — le design créait des flaques et inondait certaines parties abritées — le toit couvert de panneau solaire pourrait lui donner un coup de jeune et de modernisme, alors que Jack Lang le qualifiait « d’abomination ».

Le chantier représente un investissement significatif pour la Ville de Paris : 715 000 euros et un amortissement sur 10 ans. Avec cette installation, la Canopée des Halles ne sera plus seulement une œuvre architecturale, mais produira désormais de l’énergie solaire.

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Dans un rapport publié le 10 avril, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) tire la sonnette d’alarme : les centres de données, derrière les IA, pourraient devenir l’un des foyers les plus gourmands en électricité de la planète. Leur consommation, estimée à 460 TWh en 2024, pourrait dépasser 1 000 TWh d’ici 2030, soit plus que celle du Japon.

L’IA nécessite des centres de données gigantesques pour fonctionner. Selon l’AIE dans un rapport publié le 10 avril, leur consommation pourrait passer de 460 térawattheures (TWh) en 2024 à plus de 1 000 TWh d’ici à 2030. En cause, l’appétit des centres de données dédiés à l’IA, dont un seul exemplaire peut consommer autant que 100 000 foyers.

Les projets en cours visent des installations vingt fois plus énergivores qu’aujourd’hui. Et ce développement se concentre notamment aux États-Unis, où cinq États concentrent la moitié des capacités et engendrent des tensions locales sur le réseau.

Des risques de saturation des réseaux à cause des centres de données

Face à ce tsunami énergétique, l’AIE appelle à une réponse urgente des gouvernements. Car la saturation des réseaux électriques menace jusqu’à 20 % des projets de centres de données. L’agence recommande de mieux répartir ces infrastructures, en les installant dans des zones moins contraintes, et d’exploiter leur flexibilité, notamment via des capacités de stockage ou de production sur site.

L’Europe, pour sa part, devrait s’appuyer sur les renouvelables et le nucléaire pour répondre à la demande croissante. En 2030, 85 % de l’électricité additionnelle nécessaire en Europe proviendra de ces sources bas-carbone. À l’échelle mondiale, les énergies renouvelables fourniront environ la moitié de cette électricité, le reste provenant du gaz, du charbon et en partie du nucléaire.

Utiliser l’IA pour répondre aux problèmes qu’elle cause ?

Cette croissance a évidemment un prix climatique. Les émissions liées aux centres de données devraient passer de 180 mégatonnes (Mt) à 320 Mt de CO₂ en 2030. Si certaines applications d’IA permettent des économies d’énergie, les gains resteront insuffisants pour compenser entièrement cette hausse. L’ironie veut que l’IA, en partie responsable de ces défis, puisse aussi y répondre. L’AIE souligne son potentiel pour optimiser les réseaux, réduire les pertes et détecter les pannes plus vite. Encore faut-il lever les freins à son adoption : manque de compétences, infrastructures numériques insuffisantes et cybersécurité préoccupante.

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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.

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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.

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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.

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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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