Avec les températures clémentes, des centrales disponibles ne seront pas activées cette semaine. À la clé, des baisses de charge et des arrêts qui contrastent avec la vague de froid survenue fin novembre.

Alors que l’hiver est généralement par moments synonyme de tension sur le réseau, de prix élevés et de centrales fossiles qui soutiennent l’équilibre production-consommation, la situation de cette seconde semaine de décembre n’a rien à voir avec celle d’un hiver plus classique. Puisqu’un degré de moins entraîne un appel de production supplémentaire de 2 500 mégawatts (MW), la consommation a dépassé les 70 000 MW fin novembre durant la vague de froid. Cette semaine, c’est tout l’inverse. Des pics à 18 degrés à Toulouse lundi, 19 °C à Ajaccio : la demande baisse largement.

Pour prévoir la demande et équilibrer le réseau, RTE se réfère à une « température de référence » de 5,8 ce lundi. La température de référence est calculée par Météo-France et est basée sur les températures horaires moyennes observées pour chaque jour de l’année au cours des trois dernières décennies, redressées de la dérive climatique pour être représentatives du climat de la décennie en cours. À l’inverse, pendant la vague de froid, la température de référence était de 7,4 °C lundi 24 novembre, avec une pointe anticipée à 72,3 GW. Ce jour-là, produisaient notamment 52 GW de nucléaire et 5 GW de gaz.

Quand des centrales doivent s’arrêter à cause de la météo

Avec ces variations de température, la consommation fait le yo-yo : ces prochains jours, RTE anticipe une demande qui plongera jusque sous les 60 000 MW à la mi-décembre. Avec cette demande en nette diminution, ce sont les centrales de production qui doivent s’adapter. Il est possible de suivre leur disponibilité sur ce lien. 

À date (dimanche 7 décembre, 17 h), 51 GW (35 % du parc) étaient non utilisables (à cause des conditions météo comme la nuit pour les panneaux solaires) et inutilisables (par exemple pour cause de maintenance). Seulement 44 % produisaient (68 GW) et 31 GW (21 %) étaient disponibles pour être activés.

Avec des disparités entre modes de production. L’éolien profitait d’un fort vent (17 GW de production, maximum utilisable), le nucléaire à 71 % de production (10 % disponible et 20 % à l’arrêt), l’hydro et le gaz largement à disposition (respectivement 35 et 84 % à disposition du réseau, prêts à produire). Alors que le système est habituellement mis à rude épreuve en hiver, ce début décembre est contre-intuitivement une période de rude épreuve inversée : écrêtements, baisses de charge et arrêts qui n’auront pas à rougir devant ceux du printemps.

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Dans la ZAC de La Saulaie, à Oullins-Pierre-Bénite (Rhône), la Métropole de Lyon déploie la plus grande boucle d’eau tempérée de France. Alimenté par la chaleur des eaux usées de la station d’épuration voisine, ce réseau de 2,5 km doit fournir chauffage et froid à plus de 120 000 m² de bâtiments neufs.

Sous la future place Kellermann, au cœur de la ZAC La Saulaie, une centrale énergétique souterraine sera inaugurée. Lorsqu’elle entrera en service, elle utilisera à grande échelle la chaleur des eaux usées pour alimenter tout un quartier. Le projet, confié par la Métropole de Lyon à ENGIE Solutions, s’appuie sur la technologie de cloacothermie, aussi appelée riothermie. Cela consiste à capter les calories présentes dans les effluents avant leur passage dans la station d’épuration de Pierre-Bénite.

Les eaux usées sont en moyenne à 11 ou 12 °C l’hiver et 22 à 23 °C l’été. Un échangeur thermique transfère cette énergie à un fluide circulant dans une boucle d’eau tempérée de 2,4 à 2,5 km, qui dessert ensuite les bâtiments via des pompes à chaleur pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire, ainsi que des thermofrigopompes pour la production de froid.

Un projet concret de l’ADEME

C’est un projet d’ampleur : la boucle doit alimenter 128 000 m² de plancher, incluant logements, bureaux et équipements publics issus de la reconversion d’une friche industrielle. Environ 2 000 habitants et 3 500 salariés devraient y être raccordés.

Selon l’ADEME qui soutient financièrement le projet mené par Engie Solutions, la centrale devrait produire chaque année 11 gigawattheures (GWh) dont 8,5 GWh de chaleur et 2,5 GWh de froid. Sur vingt ans, l’Ademe estime qu’il évitera l’émission de 32 000 tonnes de CO₂ par rapport à des solutions individuelles au gaz ou à la climatisation traditionnelle. Le coût global du projet atteint 20 millions d’euros avec une participation de 7,7 millions d’euros de l’agence.

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La faible demande française en électricité est un problème majeur, selon un récent rapport de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST). L’organisme propose de subventionner l’électrification des usages pour y remédier.

C’est paradoxal dans un pays engagé dans la transition énergétique et qui a pour objectif d’électrifier à tout va. La consommation d’électricité stagne, voire même recule depuis 10 ans. Les rapporteurs de l’OPECST, le sénateur Patrick Chaize (LR) et le député Joël Bruneau (LIOT), considèrent qu’il faut subventionner la demande (chauffage, mobilités, usages industriels) pour assurer la cohérence avec la trajectoire énergétique nationale. À leurs yeux, sans une montée en puissance visible de la consommation, la multiplication des capacités de production nucléaire ou renouvelable risque de déboucher sur des « actifs échoués » avec des investissements non rentabilisés.

Ce sont les data centers, les pompes à chaleur, les véhicules électriques et autres postes de consommation qui permettent de justifier aujourd’hui la construction de nouveaux moyens de production. À l’inverse, une demande atone s’installe avec des périodes fréquentes de prix négatifs sur le marché de l’électricité quand le solaire ou l’éolien produisent à plein régime.

Cette situation pose la double question de la rentabilité des nouvelles installations et de l’utilisation optimale des capacités existantes. Les auteurs soulignent également le coût potentiel pour le contribuable : en contrats pour différence comme soutien, l’État doit indemniser une production non consommée ou à bas prix.

La modulation nucléaire a ses limites selon l’OPECST

L’OPECST parle, dans son rapport, également de la modulation du nucléaire. L’Office parlementaire rappelle que lors des périodes de forte production renouvelable, le nucléaire ne peut pas être massivement réduit (ils considèrent qu’un plancher d’environ 20 GW demeure nécessaire), ce qui limite la marge de manœuvre pour absorber l’intermittence avec les excès d’offre. Les rapporteurs évoquent même un risque de « vieillissement accru » des installations si l’on multiplie les cycles de modulation pour suivre les fluctuations renouvelables.

Face à cette demande atone et à la profonde modulation du nucléaire, le rapport de l’OPECST formule neuf recommandations. Parmi elles, accélérer l’électrification des usages, accélérer le déploiement de capacités de stockage (notamment via des STEP) et envisager que les producteurs d’électricité non pilotables (solaire, éolien) contribuent davantage à l’équilibrage du réseau. Ce sera déjà le cas pour ces derniers qui devront participer au mécanisme d’ajustement à la baisse.

Les rapporteurs suggèrent également d’instaurer un débat annuel au Parlement (ce que la loi énergie-climat de 2019 prévoit normalement tous les cinq ans) pour réévaluer la trajectoire énergétique suivant l’évolution de la consommation, des technologies et du contexte géopolitique.

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La sixième période des Certificats d’économies d’énergie (CEE) entrera en vigueur au 1ᵉʳ janvier. Mais le dispositif ne fait pas l’unanimité, notamment du côté des pétroliers et de certains partis politiques. Ils accusent une hausse des prix du carburant, le gouvernement dénonçant quant à lui une campagne mensongère.

Relativement méconnus du grand public, les Certificats d’économies d’énergie obligent depuis 2005 les fournisseurs d’énergie et de carburant à financer des actions de réduction de consommation : isolation, rénovation d’éclairage, raccordement à des réseaux de chaleur, aides à la mobilité électrique… Un décret publié début novembre a mis le feu aux poudres : les obligations augmenteront de 27 % pour la période 2026-2030. L’enveloppe atteindra plus de 8 milliards d’euros l’an prochain, contre 6 milliards en 2025 pour accompagner la hausse des demandes d’aides à la rénovation et l’électrification.

Le secteur pétrolier, obligé des CEE, a bien sûr réagi. Son angle d’attaque du gouvernement : l’Union française des industries pétrolières explique que la nouvelle obligation ferait grimper les prix à la pompe de 4 à 6 centimes dès janvier. Le PDG de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, évoquait déjà en novembre 4 à 5 centimes supplémentaires dans un an ou deux. Le dispositif n’est pourtant ni une taxe ni un impôt, rappelle le gouvernement, mais son coût peut être répercuté par les fournisseurs d’énergie, comme l’a relevé Le Monde.

Dans la continuité des pétroliers, le Rassemblement national. Jordan Bardella a dénoncé une « agression fiscale » alors que les prix de l’énergie restent élevés.

Des accusations mensongères sur fond de mauvaise foi

Roland Lescure, ministre de l’Économie, a répliqué en accusant le RN de relayer les arguments de l’industrie pétrolière. Le ministère de la Transition écologique a publié un communiqué affirmant que la hausse à la pompe résulte d’« un choix des compagnies pétrolières », mais l’a retiré dès le lendemain, expliquant qu’il s’agissait d’un argumentaire interne diffusé par erreur.

Selon les informations de Contexte, la tension est montée d’un cran au sein de l’exécutif : plusieurs sources gouvernementales soupçonnent une coordination entre pétroliers et RN, affirmant disposer de preuves de collusion. Le gouvernement estime que les pétroliers cherchent surtout à « reprendre la main sur le narratif », alors qu’ils sont en retard sur leurs obligations pour la période actuelle.

Dans le secteur, certains expliquent que la forte activité de rachat de certificats en fin d’année fait mécaniquement monter leur prix, ce qui pourrait accentuer le coût de la future période. Plusieurs fédérations d’obligés alertent depuis longtemps sur le manque de liquidité du marché et sur les difficultés de pilotage du dispositif, notamment pour les certificats dédiés aux ménages en situation de précarité énergétique.

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L’éolien et le solaire, entre autres énergies renouvelables, bénéficient de financements publics colossaux en France. Mais est-ce une bonne opération pour le pays ? C’est la question à laquelle tenteront de répondre deux pointures de l’énergie, mandatées par le gouvernement afin de réaliser un audit.

Il y a de quoi être surpris. Le gouvernement a confié l’audit du soutien aux énergies renouvelables à Jean-Bernard Lévy, ancien PDG d’EDF. Certains, comme le Syndicat des énergies renouvelables (SER), y voient une provocation, rappelant le chantier de l’EPR de Flamanville conduit en partie sous sa direction. Aux côtés de Thierry Tuot, haut fonctionnaire et ancien directeur général de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), ils devront analyser le financement public des filières renouvelables électriques.

La mission confiée à ces deux personnalités de l’énergie durera trois mois. Elle vise à rendre les aides plus efficaces et soutenables selon les exigences du gouvernement. Les deux experts devront passer au crible les contrats garantissant un prix fixe aux producteurs de solaire et d’éolien, évaluer leur impact financier sur l’État et leur compatibilité avec le fonctionnement du réseau électrique. La mission comprend aussi l’étude du stockage d’électricité et des pistes pour améliorer la flexibilité du système. Matignon précise que le nucléaire est exclu du périmètre, ses mécanismes de financement étant différents et des travaux étant menés « en parallèle ».

La PPE sera-t-elle publiée après cette mission ?

Ce rapport est commandé dans un contexte politique marqué par le retard de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Prévue depuis plus de deux ans, elle devrait être publiée « en décembre ou début janvier » selon Matignon. Sa date de publication est sans cesse repoussée alors que ce décret fixe les objectifs énergétiques français. La mission Lévy-Tuot n’influe pas sur ce calendrier, insiste Matignon, mais ses conclusions pourraient provoquer des ajustements réglementaires, législatifs, voire des discussions avec la Commission européenne qui encadre les aides d’État.

Les positions passées des deux experts sont intéressantes et Contexte s’y est plongé. Fin novembre, lors d’un colloque du Conseil d’État, Jean-Bernard Lévy prononçait ces mots : les énergies renouvelables « nous imposent de mesurer et compenser les coûts induits sur le système électrique par leur intermittence. Il faut travailler en coûts complets et le poids de ces compensations financières amène à des réflexions en France et en Europe ». Il interroge aussi la « compatibilité entre le bénéfice » sur la facture individuelle des Français solarisés « et les subventions » que ces derniers reçoivent.

Thierry Tuot, rapporteur du Grenelle de l’environnement en 2007, avait déjà souligné que l’argent public est limité. Il estimait que le développement des renouvelables doit se faire en fonction du réseau et qu’un mélange de filières est nécessaire pour atteindre les objectifs climatiques. Il mettait en avant le rôle du stockage pour améliorer la rentabilité de l’éolien et du solaire et défendait les mécanismes de marché, jugés plus efficaces que les interventions publiques directes.

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La revalorisation des aides et un contexte énergétique favorable ont entraîné un doublement des ventes depuis octobre 2025, faisant de la pompe à chaleur la solution de chauffage la plus rentable et décarbonée pour les particuliers, selon Hello Watt.

Entre 2023 et 2024, les ventes de pompes à chaleur (PAC) avaient plongé. Cette chute avait inquiété certains industriels et installateurs, préférant réduire leur production face à la baisse de la demande. Selon le ministère de la Transition écologique, les ventes avaient baissé de 19 % entre 2024 et 2023. Elles avaient pourtant connu une hausse régulière : + 133 % entre 2016 et 2023. La crise du logement neuf a pesé plus lourd que la norme RE2020.

Une inversion de tendance selon Hello Watt

Mais depuis octobre 2025, la tendance s’est inversée, explique Hello Watt. Le gouvernement a réaffirmé son soutien avec le maintien du budget de MaPrimeRénov’, la mobilisation de financements complémentaires via les Certificats d’économies d’énergie (CEE) et une réflexion sur le développement de PAC fabriquées en Europe. Les ventes ont ainsi rebondi. Pour certains foyers, le montant des CEE a été multiplié par 2,8 pour atteindre jusqu’à 7 600 €.

Les prix de l’électricité renforcent aussi l’attractivité des PAC. L’électricité a vu son tarif réglementé baisser de 15 % en février 2025 avec des offres de marché jusqu’à -20 % sur le kilowattheure. Hello Watt vante les mérites de la PAC. Elle permet, en moyenne, de diviser par trois la consommation d’énergie. Le temps de retour sur investissement se situe entre sept et huit ans et la performance énergétique du logement s’améliore souvent de deux classes sur le DPE.

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Bien que l’éolien et le solaire se déploient à toute vitesse, la France peine encore à réduire significativement sa dépendance aux énergies fossiles.

Depuis une décennie, la France affiche sa volonté de verdir son mix énergétique : stratégie nationale bas carbone, système de quotas d’échanges d’émissions de CO₂, programmation pluriannuelle de l’énergie avec des objectifs renouvelables… Les parcs éoliens fleurissent sur terre et en mer, les toitures et les champs se couvrent de panneaux photovoltaïques. En 2024, les renouvelables ont produit près d’un tiers de l’électricité nationale. Une progression tirée par le solaire et l’arrivée progressive des premiers parcs éoliens en mer.

Mais, derrière, les énergies fossiles – gaz en tête – restent actuellement indispensables pour répondre aux pics de consommation et compenser l’intermittence de production des renouvelables. Et si la France bénéficie d’un parc nucléaire important, celui-ci ne suffit pas à éliminer totalement le recours aux centrales thermiques, surtout lors des hivers tendus ou des séquences prolongées sans vent (appelées Dunkelflaute).

Une hausse des énergies renouvelables plus rapide que la demande

Selon les calculs du centre Ember, la production d’électricité photovoltaïque a enregistré une progression de 31 % au cours des trois premiers trimestres de 2025 tandis que l’éolien affichait une hausse de 7,6 %. Sur cette période de neuf mois, ces deux filières ont produit 635 térawattheures (TWh) supplémentaires par rapport à l’an dernier, dépassant ainsi l’augmentation de la demande mondiale d’électricité, qui n’a crû que de 2,7 % (603 TWh).

Malgré cette progression, le solaire et l’éolien ne représentaient fin septembre 2025 que 17,6 % de la consommation mondiale d’électricité tandis que les centrales fossiles continuaient de fournir 57,1 % de la demande, relève Amélie Laurin, du journal Les Echos.

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Malgré l’embargo et le plafonnement du prix du GNL russe, une partie importante du pétrole en provenance de Moscou continue d’arriver sur les marchés occidentaux. Un système international de « blanchiment » énergétique, impliquant plusieurs pays relais et des mécanismes de transformation ou de reclassification, relance même les importations européennes.

Depuis 2022, l’Europe cherche à se sevrer du gaz russe pour limiter les revenus fossiles russes par un arsenal de sanctions. Embargo sur le pétrole brut, plafond en prix sur le gaz naturel liquéfié (GNL)… Pourtant, selon plusieurs sources interrogées par Montel, ces mesures se heurtent au marché mondialisé, particulièrement habile à se réorganiser et à masquer la source. Le blanchiment pétrolier – ou la capacité à dissimuler l’origine russe d’un produit raffiné ou mélangé – se généralise.

Une série de pays émergents sont impliqués dans ce contournement. Les Émirats arabes unis, l’Inde, la Turquie, la Chine ou encore Singapour importent du pétrole russe à prix cassé avant de le raffiner, de le mélanger ou de le revendre sous une appellation locale.

L’UE impose des mesures de plus en plus drastiques contre ces contournements

Une fois transformé, ce pétrole rebaptisé perd sa nationalité et des entreprises occidentales peuvent l’acheter sans enfreindre explicitement les sanctions. Ces flux sont d’autant plus difficiles à tracer que les mélanges peuvent représenter une infime proportion de produits non russes, suffisante pour obtenir un nouveau code douanier.

Ce phénomène de blanchiment est aussi renforcé par la multiplication des transbordements en mer. De nombreux tankers procèdent à des transferts de cargaison loin des côtes, parfois transpondeurs coupés pour ne pas être repérés. Ces opérations, déjà identifiées avant la guerre en Ukraine, se sont intensifiées et servent aujourd’hui à brouiller encore davantage les itinéraires du brut russe avec des flottes vieillissantes et peu transparentes.

Face à ces pratiques, Bruxelles tente d’améliorer ses outils de traçabilité et de pression diplomatique. Bruxelles fait tout pour rompre les contrats long terme, dont ceux qui dépassent la fin des importations russes qu’elle envisage au premier janvier 2026.

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Enedis publie deux enquêtes sur les usages de la recharge électrique des entreprises et des particuliers. Il n’y a pas de doute, elle se développe mais il reste quelques freins.

Les nouvelles études publiées par Enedis confirment la montée en puissance des véhicules électriques. Du côté des entreprises comme des particuliers, les distances parcourues augmentent et la satisfaction règne. Il y a quand même certaines différences d’adoption.

Chez les entreprises ayant entamé l’électrification de leur flotte, le mouvement s’accélère : le taux d’électrification atteint 78 % contre 55 % en 2024. Ces flottes, qui comptent en moyenne 14 véhicules, roulent davantage qu’un an plus tôt : 105 km par jour en moyenne, c’est +35km en un an. L’autonomie n’est plus un sujet, 94 % des entreprises se disent satisfaites des économies de carburant et de l’intérêt écologique.

91 % des entreprises n’ont aucun objectif d’électrification

Les habitudes de recharge évoluent également. Près de deux tiers des installations reposent encore sur des prises simples ou renforcées. Le pilotage de la charge progresse aussi : 36 % des entreprises l’utilisent désormais, c’est +15 points en un an, principalement pour réduire la facture énergétique. Aussi, 45 % des entreprises autorisent désormais la recharge des véhicules personnels de leurs salariés sur site.

D’autres, au contraire, se sentent moins concernées par les obligations réglementaires d’électrification d’une partie de la flotte de véhicules. 91 % de ces entreprises n’ont aucun objectif d’électrification (elles sont sous le plancher des 100 véhicules en dessous desquels la loi LOM n’impose rien) alors que leurs usages sont compatibles avec l’électrique (87 km par jour en moyenne). Elles jugent l’aspect financier comme premier frein, suivi d’une offre jugée inadéquate et de la crainte d’une autonomie insuffisante.

Partir en vacances avec son véhicule électrique ne fait plus peur

Côté particuliers, l’adhésion est certaine, relève Enedis, à hauteur de 91 % des conducteurs et même 94 % chez les utilisateurs de véhicules 100 % électriques. Le VE devient le véhicule principal du foyer dans 90 % des cas et 53 % des conducteurs se disent prêts à parcourir plus de 600 km en vacances.

Pour ces particuliers, la recharge reste majoritairement à domicile (77 %), une part qui diminue légèrement au profit des bornes publiques et du travail. Les comportements s’alignent sur les contraintes du réseau : 63 % des recharges démarrent entre 21 h et 7 h. Le pilotage progresse également même si la notion reste encore mal comprise : un utilisateur sur deux pilote en réalité sa recharge souvent via l’application constructeur.

Chez les particuliers, la borne de recharge est parfois installée de manière disparate : en immeuble, seuls 43 % des conducteurs disposent d’une solution de recharge à domicile alors que les maisons individuelles sont à 84 %.

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Avec la multiplication des épisodes de prix bas voire négatifs sur les marchés de l’électricité, le « capture-price » est désormais la référence pour évaluer la valeur générée par les actifs de production. Deux centrales identiques (type de centrale, puissance, profil de production similaire…), suivant leur capacité à capter les prix hauts, peuvent générer des revenus bien différents.

La volatilité des prix sur le marché de l’électricité est croissante et les passages à des valeurs négatives deviennent de plus en plus fréquents. Le modèle traditionnel de rémunération fondé sur le M0, soit le prix moyen mensuel, peut être dépassé. C’est le mode de rémunération – via l’agrégation ou dans le cadre du complément de rémunération – fixé sur la base d’un prix moyen mensuel. Comme le souligne la Commission de régulation de l’énergie (CRE), le M0 est surtout un « indicateur moyen de filière » qui donne une moyenne mensuelle mais efface des signaux de marché.

C’est ici qu’intervient le capture-price, un concept qui consiste à calculer le prix réellement « capturé » par une centrale, en pondérant avec les prix du marché la production horaire réelle de l’installation. KiloWattsol, par exemple, explique à PV Magazine recouper sa production réelle, avec les données météorologiques donc d’ensoleillement observées, avec les prix de marché. Les deux, à la granularité de 15 minutes.

L’exemple des centrales photovoltaïques montées sur suiveurs

Cet indicateur, le capture price, montre que deux centrales, même si elles ont la même puissance, le même profil de production, peuvent capturer des valeurs très différentes suivant si leurs profils de production sont ou pas synchronisés avec les heures de forte demande et/ou de prix élevés.

Dans une illustration donnée par KiloWattsol, une centrale fixe (fixed-tilt) reste proche du M0 tandis qu’une centrale équipée de trackers (qui suivent la trajectoire du soleil) surperforme quasiment toute l’année, avec un écart annuel pouvant atteindre + 3,6 euros le mégawattheure (€/MWh) selon les années.

Pour un actif photovoltaïque de taille significative, une différence de quelques €/MWh peut représenter des dizaines de milliers d’euros par an, avec des impacts directs sur la rentabilité. Le capture-price permet alors de négocier la part de marché dans des mécanismes de type CfD (contract for difference) ou encore d’optimiser le design d’une centrale selon sa géographie ou sa technologie

Une cannibalisation du capture price

En revanche, une étude d’Ecube montre une érosion des capture-prices des actifs renouvelables à moyen-long terme. D’où peut-elle venir ? Du phénomène appelé « cannibalisation » : plus la part des renouvelables augmente sur le réseau, plus elles génèrent elles-mêmes des creux de prix durant les pics de production, réduisant par la même occasion leur propre valorisation.

C’est ce qu’il se passera, par exemple, sur les revenus des batteries : elles exploitent le spread journalier (charger à prix bas et décharger à prix haut). Les prix bas remontent car elles achètent toutes en même temps et les prix sont ensuite moins hauts car elles revendent toutes à la fois et donc le spread se réduit (différence entre prix hauts et bas).

Sur le plan financier, le capture-price est regardé activement et pèse lourd dans les décisions des investisseurs, agrégateurs et prêteurs (banques, fonds…). Par exemple, un projet bien positionné (profil de production favorable) pourra sécuriser un meilleur prix lors de contrats de gré-à-gré (PPA) ou attirer des financements à des conditions plus avantageuses.

Le défi de synchroniser production et demande

Par ailleurs, les agrégateurs utilisent le capture-price pour estimer la valeur de marché potentielle d’une production à venir. Ils s’appuient sur des courbes de prix à terme horaires (HPFC, Hourly price forward curve) et des profils de production modélisés pour proposer des contrats aux producteurs.

Face à la cannibalisation entraînant l’érosion du capture-price, les énergéticiens explorent la flexibilité : (solaire + éolien, solaire + hydrogène) ou le report de production peuvent permettre de synchroniser davantage la production avec les périodes de prix élevés. En adaptant la production, avec l’aide de stockage selon les signaux du marché, les actifs peuvent atténuer la baisse de leur capture-price et ainsi rester plus performants que les autres actifs similaires.

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Le gestionnaire du réseau électrique français RTE s’apprête à publier de nouveaux scénarios de consommation 9 % inférieurs à ceux du bilan prévisionnel 2023, selon des informations révélées par Montel.

Dans un document préparatoire daté d’octobre et consulté par Montel, RTE s’apprête à réviser à la baisse ses projections de demande d’électricité à l’horizon 2030-2035. Les nouvelles estimations seraient 9 % inférieures aux précédentes. Le directeur de la prospective de RTE, Thomas Veyrenc, prévenait : « les prochains mois seront cruciaux ».

Le gestionnaire du réseau table désormais sur une demande comprise entre 470 et 510 TWh en 2030 puis 505 à 580 TWh en 2035. RTE constate donc un ralentissement de l’électrification à la fois conjoncturel et structurel.

L’efficacité et la sobriété compenseraient l’électrification

Pour construire ce nouveau scénario, RTE s’appuie sur deux trajectoires distinctes, une basse et une haute. La trajectoire basse décrit une France confrontée à une situation économique dégradée peinant à atteindre ses objectifs climatiques.

Dans ce scénario, seuls 6 millions de véhicules électriques circuleraient en 2030 tandis que la puissance installée des électrolyseurs plafonnerait à 1 GW. L’électrification industrielle progresserait faiblement (1,5 GW) et les centres de données représenteraient 2,4 GW de demande.

9 millions de voitures électriques en 2030 ?

La trajectoire haute, elle, correspond à un pays parvenant à respecter les objectifs européens de décarbonation tout en relançant ses industries. Elle prévoit 9 millions de véhicules électriques en 2030, 2,9 GW d’électrolyseurs, 3,4 GW d’électrification industrielle et 4,3 GW de consommation liée aux data centers. Attention tout de même à la concrétisation de ces projets, elle n’est pas au rendez-vous aujourd’hui.

Fait notable : dans tous les cas, la consommation des bâtiments stagnera, estime RTE. Les gains d’efficacité énergétique dans le résidentiel et le tertiaire compenseraient globalement la hausse attendue du chauffage électrique et du numérique.

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En Écosse, la batterie géante Blackhillock est active depuis le printemps 2025. Avec une puissance de 200 MW et 400 MWh de stockage, appelés à évoluer, elle contribue déjà à stabiliser le réseau électrique.

Le projet de Blackhillock, opéré par Zenobē, est situé entre Inverness et Aberdeen. C’est un nœud écossais stratégiquement placé, proche de trois énormes parcs éoliens offshore : Viking (443 MW), Moray East (950 MW) et Beatrice (588 MW). La première phase de développement de la batterie, lancée en mars dernier, déploie 200 MW pour deux heures de capacité de stockage. Une seconde phase ajoutera 100 MW et 200 MWh d’ici 2026, pour un total visé de 300 MW / 600 MWh. C’est gigantesque à l’échelle du pays.

Blackhillock joue un rôle actif dans la stabilité du réseau. Grâce à une technologie d’onduleurs grid-forming fournies par SMA, la batterie est capable de délivrer de l’inertie (capacité du système à amortir sans délai les variations de fréquence) synthétique, traditionnellement assurée par les machines tournantes (centrales à gaz notamment). Elles sont progressivement démantelées.

La batterie a déjà aidé lors d’une perte de production significative

Cette gigantesque réserve de stabilité a été acquise dans le cadre d’un appel d’offres Stability Pathfinder 2, lancé par l’opérateur de système national (NESO). Selon les chiffres du développeur, le site devrait générer plus de 170 millions de livres d’économies pour les consommateurs sur 15 ans, en évitant le recours à certaines centrales à gaz.

SMA, fabricant d’onduleurs, explique avoir eu certains défis comme la validation technique avec National Grid ESO (homologue de RTE), le réglage et pilotage des onduleurs. L’onduleur, piloté en mode grid forming avec inertie, a pour mission d’injecter sa puissance instantanément lorsque la baisse de fréquence s’accélère, pour limiter cette variation. Ils ont pu contribuer à stabiliser la baisse de fréquence le 14 mars 2025 à la suite d’une perte instantanée de 1877 MW de production.

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Puisque le prix spot baisse actuellement, le budget de l’Etat alloué aux énergies renouvelables augmente mécaniquement. Cela vient des contrats pour difference signés lorsque les prix étaient « raisonnablement » bas, ce qui n’est plus le cas aujourd’hui.

Un contrat pour différence (CfD en anglais) lie les producteurs d’énergies renouvelables à l’État : un prix plancher est fixé pour l’électricité produite, généralement sur 15 à 20 ans, et une régulation financière. Deux cas se présentent alors : si le prix spot est plus bas que ce tarif garanti, l’État verse l’écart au producteur. S’il est plus haut, les producteurs remboursent la différence. Ce modèle, initialement conçu pour sécuriser les revenus des investisseurs, pèse de plus en plus lourd sur le budget de l’État à mesure que les prix observés sur le marché baissent.

Selon la Commission de régulation de l’énergie (CRE), la baisse des cours de gros a porté à 10,9 milliards d’euros les charges de service public de l’énergie (CSPE) pour 2025, dont 9,7 milliards à la charge de l’État. Et cette tendance baissière (haussière pour l’Etat) est amené à se poursuivre. Dans une délibération, la CRE avertissait déjà qu’une hypothèse de prix faibles et très volatils « induira un coût de soutien supérieur au titre de 2026 par rapport à 2025 ». Elle recommande ainsi de réviser le calibrage du prix de marché de référence M0 et d’ajuster la prime en cas de prix négatifs, pour mieux intégrer les ENR au marché.

Dans l’autre sens, les ENR rapportent à l’État

Malgré ces risques, ce système de soutien était vanté par ses défenseurs lors des prix hauts observes ces dernières années. France Renouvelables rappelle que la crise énergétique de 2022-2023 avait permius de reverser à l’Etat plus de 5,5 milliards d’euros.

La CRE, pour varier des CfD, rappelle qu’existent les PPA (Power Purchase Agreements), des contrats privés entre producteurs et acheteurs sans intervention directe de l’État. La Commission européenne, dans sa réforme du marché de l’électricité en 2022, vantait déjà ce type de contrat qui n’est pas nouveau.

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Pour la cinquième journée nationale contre la précarité énergétique, organisée le 18 novembre 2025, associations, collectivités et énergéticiens alertent sur l’installation des températures froides et, avec elles, la précarité énergétique qui s’accentue. Revue de presse des actions qui ont eu lieu et du constat.

La Banque des Territoires rappelait, hier, l’ampleur de la précarité énergétique en France. Elle s’amplifie année après année avec « 35 % des Français qui déclarent avoir eu froid chez eux l’hiver dernier ». C’est le double d’il y a cinq ans.

À l’échelle régionale, l’Est Républicain relayait les derniers chiffres de l’Insee : 518 000 ménages du Grand Est seraient vulnérables du fait de revenus modestes ou d’un parc immobilier vieillissant et peu isolé. Cette dégradation se traduit aussi par des comportements extrêmes. D’après Ouest-France, la privation de chauffage (un arbitrage subi par des ménages pour limiter leurs factures) a plus que doublé en six ans alors que la crise des prix de l’énergie ne s’est pas encore tassée.

Les témoignages relayés par France Bleu Normandie donnent un visage concret à la précarité énergétique. Invité de la matinale, un responsable d’association décrivait des habitants « qui restent habillés chez eux comme s’ils étaient dehors », faute de pouvoir chauffer leur logement sans s’endetter.

Une lettre ouverte pour alerter l’Etat

L’Union française de l’électricité (UFE) et dix associations de consommateurs ont publié une lettre ouverte, le 18 novembre. Ils alertent sur l’« urgence à renforcer l’accompagnement des ménages modestes et très modestes », rappelant que 10 % de la population, soit plus de 3 millions de ménages, est actuellement en situation de précarité énergétique.

Ils pointent un paradoxe politique : alors que les prix de l’énergie restent élevés, le chèque énergie n’a, lui, pas évolué depuis 2019. Il s’adresse donc mécaniquement à « une part de plus en plus réduite de la facture énergétique des ménages pour leur logement ». Ils dénoncent aussi un plafond d’éligibilité devenu inférieur au seuil de pauvreté, excluant une partie des foyers pauvres.

MaPrimeRénov n’est plus efficace

La lettre alerte également sur les effets collatéraux de la réforme du dispositif : la diminution du nombre de bénéficiaires identifiés automatiquement et un risque accru de non-recours, désormais conditionné à une déclaration volontaire sur plateforme. Le signal le plus politique pourrait concerner MaPrimeRénov’ : les associations s’inquiètent particulièrement de la baisse annoncée de son enveloppe dans le projet de loi de finances 2026. Une coupe qui « freinerait les rénovations », pourtant indispensables pour réduire les factures des ménages modestes et, avec elles, les émissions de gaz à effet de serre.

Elles appellent à un plan national massif pour la rénovation des logements des ménages modestes, visant à lever les obstacles actuels : reste à charge trop élevé, complexité administrative, manque d’incitations pour les bailleurs.

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Pour soutenir son industrie électro-intensive en crise, l’Allemagne instaure un prix subventionné de l’électricité. Entre 2026 et 2028, ils paieront 5 centimes d’euro le kilowattheure (c€/kWh), une mesure estimée à plusieurs milliards d’euros par an.

Face à des coûts élevés de l’électricité par rapport à ses voisins européens, Berlin a décidé de mettre la main au portefeuille. Le chancelier Friedrich Merz a annoncé, le 13 novembre, un tarif d’électricité pour les industriels fixé à 5 centimes d’euro par kilowattheure de 2026 à 2028. La mesure vise à soutenir les plus électrointensifs (chimie, métallurgie, ciment, verre, plastiques, batteries et semi-conducteurs) afin de les aider à contenir leurs factures et rendre le pays attractif pour son coût de l’électricité.

L’Allemagne utilise ainsi une disposition européenne prévoyant d’octroyer des aides à hauteur de maximum 50 % du prix de l’électricité de gros, dans la limite de 50 % de la consommation annuelle de l’entreprise.

L’électricité industrielle largement subventionnée

En 2024, selon l’agence allemande des réseaux, le prix moyen de l’électricité pour l’industrie allemande atteignait 16,77 c€/kWh tandis que certaines entreprises bénéficiaient de tarifs réduits à 10,47 c€/kWh. La subvention représente un soutien public estimé entre 3 et 5 milliards d’euros par an. Selon le chancelier, les discussions avec la Commission européenne sont « en grande partie terminées » et Bruxelles doit encore vérifier que l’aide respecte le cadre européen d’aides d’État et les obligations de décarbonation.

Parallèlement, l’Allemagne annonce le lancement d’un appel d’offres pour construire jusqu’à 10 gigawatts (GW) de centrales à gaz d’ici 2032, capables aussi de fonctionner à l’hydrogène à terme, ainsi que la réduction de certaines taxes sur l’électricité et le stockage de gaz. Ces mesures constituent une partie seulement de l’ambition initiale de l’accord de coalition qui prévoyait jusqu’à 20 GW de nouvelles capacités. Cette annonce intervient à un moment où la chimie et l’automobile, des piliers historiques de l’industrie allemande, sont particulièrement en difficulté.

Une industrie en berne

La production chimique au troisième trimestre 2025 a par exemple chuté à son niveau de 1995. Face à la concurrence internationale, les entreprises baissent leurs prix tout en peinant à remplir leurs carnets de commandes, ce qui fait tomber le taux d’utilisation des capacités à 70 %. Un niveau bien en dessous de la moyenne décennale de 81 %, insuffisant pour assurer la rentabilité des installations.

Les bénéfices cumulés de Volkswagen, BMW et Mercedes-Benz ont dégringolé de 46 % au cours des neuf premiers mois de 2025. Les électro-intensifs français ne sont pas en reste. Ils bénéficient d’aides similaires : réduction de l’accise (une taxe sur les volumes consommés), réduction des tarifs de réseau, l’Arenh (qui prendra fin à la fin de l’année).

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Plus de production fossile, moins d’exportations, des prix en hausse et plus de consommation : la vague de froid qui s’installe en France modifie le mix électrique français. Zoom sur les courbes Eco2mix, l’outil du gestionnaire du réseau électrique national RTE pour visualiser ces données.

Depuis le début de la semaine, la vague de froid gagne progressivement le pays. Alors que notre mix électrique est thermosensible, -1 °C de température extérieure entraîne l’augmentation de la consommation d’environ 2 400 mégawatts (MW), les perturbations sont directement visibles.

Il n’y a qu’à ouvrir Eco2mix, l’outil de RTE pour visualiser les productions filière par filière, la consommation et les données de marché pour constater l’impact de la vague de froid. On constate des exportations divisées par deux, un parc nucléaire à + 5 GW, l’hydroélectricité qui atteint son pic à près de 15 GW mardi à 18 h, couvrant 20 % de la demande et le retour d’une bande de plus de 5 GW de gaz (contre 1 GW avant la période de froid).

Retour des jours Tempo blancs et rouges

Le premier jour blanc Tempo de la saison a été activé pour le 20 novembre et le premier jour rouge pourrait être déclenché avant la fin de la semaine selon des prévisions non officielles. La demande en électricité grimpe donc au fur et à mesure que le froid s’installe. Le pic de consommation vendredi dernier se situait aux alentours de 55 GW.

Le week-end n’étant pas significatif du point de vue de la consommation, elle a difficilement établi son plus haut à 50 GW, celle de lundi a en revanche grimpé à 62 GW avant un nouveau pic à 66 GW ce mardi. + 10 GW en quelques jours, l’équivalent de 10 réacteurs nucléaires.

Explosion des prix avec le froid

Avec la consommation qui augmente, c’est le merit order (ordre de mérite, la dernière centrale sollicitée pour produire fixe le prix du marché) qui explose. En France, les prix dépassaient péniblement les 50 euros du mégawattheure (€/MWh) jeudi et vendredi dernier. Des pics à 120 €/MWh lundi puis 140 €/MWh mardi étaient atteints dans toute l’Europe, y compris en France.

L’Allemagne n’a, quant à elle, pas subi de hausse des prix. Ses prix de marché, déjà bien plus hauts que la France, sont restés constants. Le pays est peu thermosensible, largement chauffé au gaz fossile.

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