C’est une prise de parole rare en faveur des prix négatifs qui explosent actuellement. Thomas Veyrenc, un des pontes du gestionnaire du réseau électrique RTE, exprime auprès de l’AFP les bénéfices des prix négatifs pour le consommateur et le plan d’électrification à venir. Ils seraient le signe d’une électricité décarbonée, abondante et peu chère.

« On a complètement changé de monde », selon Thomas Veyrenc, directeur général économie, stratégie et finances de RTE. Les prix négatifs sont devenus de plus en plus fréquents à mesure que la part d’électricité décarbonée augmente.

Les prix négatifs apparaissent lorsque l’offre dépasse la demande. Dans ce cas, certains producteurs peuvent être amenés à payer pour injecter leur électricité sur le réseau. C’est le cas lors des journées très ensoleillées ou venteuses et que la consommation est basse (jour férié, le midi…).
En 2026, il y en a eu plus que les années précédentes et ils sont arrivés plus tôt. « Ça, c’est atypique, c’est nouveau », souligne-t-il, et c’est expliqué en partie par la bonne production nucléaire et photovoltaïque.

« Ce qui nous intéresse, c’est le volume de prix négatifs », explique Thomas Veyrenc à l’AFP. Et tant qu’ils sont contenus, fait surprenant, cela peut même devenir avantageux.

Une bonne situation pour démarrer l’électrification

En tirant les prix de marché vers le bas, c’est « un bouclier pour le consommateur » qui se crée car le réseau est excédentaire. La situation n’a rien à voir avec une crise des prix hauts.

Et pour Thomas Veyrenc, cette abondance peut être une opportunité : « Au moment où vous engagez un effort d’électrification, être en situation d’abondance, ça a quand même beaucoup de vertus ». Alors que la France cherche à décarboner ses transports, son chauffage et son industrie, et qu’un plan d’électrification est presque prêt, disposer d’une électricité abondante n’est pas sans déplaire aux entreprises électrifiant les usages.

L’article Prix négatifs de l’électricité : finalement, ils seraient bénéfiques selon le gestionnaire du réseau est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Comme chaque été, mais cette fois bien plus tôt, la chaleur pousse certains réacteurs à réduire leur production en conséquence de leur « source froide » qui se réchauffe. Les rejets dans les fleuves sont strictement encadrés sur la température.

EDF indique à l’AFP surveiller l’impact des températures sur son parc nucléaire. Des baisses temporaires de production sont mises en place, souvent sur les sites refroidis par l’eau d’un fleuve, notamment le Rhône (Bugey, Cruas, Saint-Alban, Tricastin), la Loire (Saint-Laurent, Civaux, Dampierre, Belleville, Chinon) ou la Garonne (Golfech). Si elles représentent seulement 0,3 % de la production depuis 2000, ces baisses/arrêts de production pourraient grimper à 1,4 % à l’horizon 2035 et 1,5 % en 2050.

En période de canicule, la hausse de la température de l’eau ou la baisse des débits peut conduire à des limitations de rejets thermiques afin de préserver les écosystèmes aquatiques et de respecter la réglementation.

Un plan d’adaptation est en préparation

EDF tient à préciser que ces ajustements sont anticipés et encadrés et qu’ils n’impactent que marginalement la disponibilité globale du parc. L’énergéticien national a annoncé investir 8,7 milliards d’euros sur quinze ans pour adapter son parc aux effets du réchauffement climatique. Il étudie plusieurs solutions comme l’amélioration du refroidissement des rejets ou la modernisation des circuits. D’après ses projections, la Cour des comptes anticipe des indisponibilités multipliées par trois ou quatre d’ici 2050 si aucune adaptation supplémentaire n’est mise en œuvre.

Une des possibilités de mal-adaptation pour faire face à la vague de chaleur actuelle est de refroidir l’eau ayant déjà servi à refroidir les réacteurs nucléaires. Un circuit secondaire d’eau trop chaude pour être rejetée dans le fleuve et dont la température serait davantage abaissée dans un second temps est à l’étude, révèle l’Opinion.

L’article Face aux canicules, EDF réfléchit à refroidir davantage l’eau rejetée par ses centrales nucléaires est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le parti d’extrême droite n’a pas dit son dernier mot concernant le moratoire sur les énergies renouvelables. Révélé par le média Greenunivers, le RN préparerait une nouvelle proposition de loi à faire passer avant la présidentielle.

Le Rassemblement national (RN) relance son moratoire sur les ENR. Selon le média Greeunivers, les députés RN finalisent une nouvelle proposition de loi (PPL) visant à instaurer un moratoire sur l’éolien et le photovoltaïque en métropole continentale. Le texte prévoit l’interdiction des nouveaux soutiens publics. Les grands projets solaires et éoliens, entre autres, n’étant pas rentables sans appel d’offres de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), cela reviendrait purement et simplement à stopper leur développement.

Selon le journaliste Paul Messad, cette proposition de loi s’inscrit dans un objectif plus large de faire baisser le prix de l’électricité autour de 50-60 euros le mégawattheure (€/MWh) avec la création d’un « prix national régulé de l’électricité », la modification de l’ordre de mérite du marché (qui fixe le prix sur la dernière centrale appelée) et la baisse de la fiscalité sur l’électricité, notamment.

Et ce moratoire ne s’appliquerait pas uniquement aux nouveaux projets. Un réexamen des contrats de soutien existants ainsi qu’une suppression du mécanisme de capacité seraient envisagés selon les sources de Greenunivers.

Continuer de mettre la pression jusqu’à la présidentielle

Les députés Maxime Amblard et Jean-Philippe Tanguy portent cette PPL, les mêmes qui étaient omniprésents lors de la PPL Gremillet, texte législatif derrière la PPE. En 2025 justement, un amendement similaire avait été adopté lors de l’examen de la proposition de loi Gremillet à l’Assemblée nationale et avait fait trembler toute la filière.

À un an de la présidentielle, l’attaque n’attend pas. C’est peut-être pour cela que l’AO 10, ce gigantesque appel d’offres éolien, est censé dévoiler ses résultats juste avant la présidentielle.

L’article Moratoire éolien et solaire : le RN remet la pression à un an de la présidentielle est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le gouvernement a publié le cahier des charges de l’appel d’offres éolien en mer numéro 10 (AO10) avec 10 gigawatts (GW) mis en concurrence sur onze projets répartis sur l’ensemble des façades maritimes françaises. C’est le plus gros appel d’offres jamais lancé.

Les candidats ont jusqu’au 12 octobre pour déposer leurs offres auprès de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). 10 GW, soit l’équivalent de la puissance de huit réacteurs nucléaires. Les lauréats seront dévoilés en février 2027, juste avant la présidentielle. L’AO10 et son cahier des charges montrent quelles zones seront privilégiées avec les puissances associées. La cartographie des zones prioritaires est la suivante : la Manche est la façade la plus importante, la Bretagne et la Méditerranée suivent sur l’éolien flottant.

La Méditerranée se concentre sur l’éolien flottant

La façade Manche Est – mer du Nord récupérera 4 GW avec trois extensions du futur parc de Fécamp Grand Large, chacune représentant 1,35 GW. Ils partageront leur raccordement pour diminuer les Capex. Sur la façade sud-atlantique, l’État remet également à l’AO le projet Oléron 1, un parc posé de 1,2 GW au large de la Charente-Maritime. En Bretagne, deux projets d’éolien flottant arriveront : Bretagne Nord-Ouest (1,2 GW) au large du Finistère et Bretagne Sud 2 (500 MW) au sud de la région.

La façade Méditerranée aura 3 GW. Le projet narbonnais Sud Hérault 2 avec 500 mégawatts (MW), Golfe de Fos 2 et Golfe du Lion Centre entre trois parcs pour 2,2 GW. Cette zone est un concentré d’éoliennes flottantes. Au total sur toutes les façades, l’appel d’offres se répartit quasiment également entre éolien posé (5,25 GW) et éolien flottant (4,9 GW).

Le pari d’une électricité à 100 €/MWh

Au-delà des volumes impressionnants, c’est le mécanisme de rémunération qui changera la stratégie des développeurs. Un objectif de prix moyen pondéré inférieur à 100 euros par mégawattheure (€/MWh) pour l’ensemble des projets attribués : concrètement, ce seuil ne s’appliquera pas parc par parc mais sur la moyenne des offres retenues.

Si cette moyenne dépasse 100 €/MWh, l’État pourra choisir de ne pas attribuer certains projets, sauf pour les extensions de Fécamp Grand Large, privilégiées car leur abandon engendrerait des coûts échoués de raccordement particulièrement élevés.

La CRE doute car, même si ce tarif n’est « pas a priori sous-dimensionné », elle met en garde contre l’inflation déjà subie par les développeurs et s’interroge sur le choix d’un prix moyen pondéré à l’échelle de l’appel d’offres plutôt qu’un plafond individuel par projet.

L’article 10 GW d’éolien en mer : voici l’appel d’offres géant lancé par la France est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les barrages, les centrales nucléaires, tout l’outil de production, de transport et de distribution d’électricité est affecté par le changement climatique. EDF annonce une enveloppe de 8,7 milliards d’euros dans l’adaptation.

Les évènements extrêmes inquiètent EDF au point de l’inciter à sortir le porte-monnaie. L’énergéticien national a présenté début juin un plan d’adaptation de 8,7 milliards d’euros sur quinze ans. Soit 600 millions d’euros par an, quatre fois plus que le montant annuel dépensé aujourd’hui (150 millions). L’objectif est d’adapter les centrales nucléaires, entre autres moyens de production, aux vagues de chaleur inéluctables, aux faibles débits des cours d’eau et aux normes de rejets de chaleur dans les cours d’eau naturels.

Aujourd’hui, EDF est parfois limité dans sa production nucléaire en été à cause des hautes températures ou des faibles débits des cours d’eau. EDF étudie la généralisation de dispositifs de refroidissement de l’eau rejetée, déjà testés notamment à Civaux.

890 millions d’euros perdus en vingt ans

Selon la Cour des comptes, les pertes de production pour causes environnementales ont coûté 890 millions d’euros à EDF entre 2001 et 2023 et ont concerné 0,3 % de la production annuelle du parc. Ces indisponibilités pourraient être multipliées par trois ou quatre d’ici 2050, 1,4 % de la production à horizon 2035 si EDF ne met pas les bouchées doubles sur son adaptation.

RTE prévoit aussi 20 milliards d’euros pour que 80 % de son réseau électrique soit résilient aux fortes chaleurs et aux inondations ou submersions en 2040. Pour la Direction générale des entreprises, la quasi-totalité des acteurs stratégiques de l’énergie et du transport ont désormais engagé cette démarche.

Des points de PIB s’envolent avec le changement climatique

Fin 2024, 23 entreprises du portefeuille de l’Agence des participations de l’État, représentant 91 % de son chiffre d’affaires, avaient terminé leur étude de vulnérabilité climatique, soit une progression de 22 % en un an. Dans le même temps, 15 d’entre elles avaient déjà soumis leur stratégie d’adaptation à leurs instances de gouvernance (+13 % sur un an).

« Sans relèvement ambitieux des politiques climatiques actuelles, l’impact du changement climatique sur l’activité pourrait s’élever à [– 11 points de PIB en France en 2050]. Il apparaît donc nécessaire de renforcer les actions de réduction des émissions de gaz à effet de serre et d’accélérer les initiatives d’adaptation au changement climatique », assure la direction générale des entreprises.

L’article EDF va dépenser près de 9 milliards d’euros pour s’adapter au réchauffement climatique est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les coûts d’utilisation des réseaux électriques français vont augmenter cet été, annonce la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Notamment parce que l’année a été très chaude. On vous explique pourquoi ce phénomène surprenant nécessite d’augmenter le portefeuille d’Enedis et de RTE, à travers la hausse d’une taxe : le TURPE.

Dans une délibération publiée le 8 juin, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) propose une hausse de 3,04 % du Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) haute tension A et basse tension (HTA-BT), exploité par Enedis, et de 3,34 % du TURPE haute tension B (HTB), de RTE. Toujours selon la CRE, elles devraient entraîner une hausse d’environ 1 % toutes taxes comprises des tarifs réglementés de vente de l’électricité (TRVE), toutes choses égales par ailleurs.

Une partie de cette augmentation s’explique par un écart entre les recettes attendues et celles effectivement perçues par les gestionnaires de réseau en 2025. Et c’est là que la chaleur a joué son rôle. Une année plus chaude que prévu, moins de chauffage électrique, moins de consommation d’électricité et donc moins de volume acheminé. La facture comportant un tiers de taxes, un tiers lié au prix de l’électricité et un tiers de TURPE, ce dernier a automatiquement baissé.

Enedis et RTE ont encaissé moins que ce qui avait été anticipé lors de la construction tarifaire. La CRE compense donc ce décalage dans leur futur budget. Mais la chaleur ne suffit pas à expliquer, à elle seule, la baisse de TURPE collecté

Un réseau plus délicat à équilibrer

RTE et Enedis doivent, certes, apporter les électrons des centrales jusqu’à chez nous, les consommateurs. Mais RTE doit aussi, en permanence, veiller à ce que la consommation soit égale à la production pour ne pas dépasser les limites du réseau. Comme une canalisation dans laquelle coule de l’eau. Sinon, il y a congestion. Et cela a un prix.

Elles ont été plus fréquentes et coûteuses qu’anticipé. Les écarts de prix entre la France et ses voisins européens ont en effet entraîné des flux transfrontaliers importants, parfois supérieurs à ce que certaines portions du réseau pouvaient absorber dans des conditions normales. RTE a notamment dû gérer des tensions hautes provenant des renouvelables et de la baisse ponctuelle de la consommation dans certaines zones.

L’article Il fait trop chaud, cette taxe qui finance le réseau électrique va donc augmenter le 1er aout 2026 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Un nouveau tour de vis budgétaire visant notamment MaPrimeRénov’ a été révélé par le média Contexte. Le gouvernement a décidé fin mai de « surgels » de crédits attribués à l’organisme de financement de la rénovation énergétique.

Des surgels et autres mots du langage budgétaire pour annoncer des coupes dans les programmes de l’État pour la transition écologique. Le programme « urbanisme, territoires et amélioration de l’habitat » en fait les frais, lui qui finance notamment MaPrimeRénov’. Il est frappé par un surgel de 284 millions d’euros en autorisations d’engagement et de 134,5 millions d’euros en crédits de paiement.

Même le budget de la sûreté nucléaire est raboté

Le Fonds vert, fléché vers les projets des collectivités, perd de son côté 162,5 millions d’euros en autorisations d’engagement et 53,9 millions d’euros en crédits de paiement. Le programme « Service public de l’énergie » voit son budget baisser de 30 millions d’euros et la « Sûreté nucléaire et radioprotection » perd 1,6 million d’euros.

Mais que veulent dire ces mots abstraits ? Un « gel » consiste à mettre en réserve une partie des crédits votés afin de limiter les dépenses de l’État. Un « surgel » correspond à une réserve supplémentaire. Quant à la colonne « dégel à venir » figurant dans les documents transmis aux parlementaires, elle comprend les crédits destinés à être annulés définitivement après une étape technique de dégel.

MaPrimeRénov’, symbole des atermoiements

Ce n’est franchement pas une bonne nouvelle pour MaPrimeRénov’. Elle est le symptôme visible des politiques qui n’ont pas de continuité. Une fois dépassée par l’engouement qu’elle suscite, cible politique ou ajustement budgétaire, elle n’a fait que subir les changements de volonté de l’exécutif. Depuis deux ans, le dispositif navigue à vue, créant une instabilité dénoncée par les professionnels de la rénovation énergétique et les ménages.

L’article MaPrimeRénov’ : l’État se prépare (encore) à trifouiller son budget est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Se passer des énergies fossiles, c’est bien pour le climat mais pas pour les finances de l’État dans l’immédiat.

Les finances publiques pourraient pâtir du manque de recettes fiscales à mesure que le pétrole, un produit énergétique taxé, sera moins consommé, au profit notamment de l’électricité. On n’y est pas encore, mais c’est l’un des principaux enseignements du rapport publié le 3 juin par le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO), un organisme rattaché à la Cour des comptes.

Aujourd’hui, les carburants, le gaz et le fioul rapportent beaucoup à l’État. En 2024, la fiscalité énergétique (toutes énergies confondues) a rapporté 59,7 milliards d’euros, c’est 2 % du PIB français. Elle vient des accises sur les produits énergétiques qui ont généré 39,5 milliards d’euros auxquelles s’ajoutent 17,6 milliards d’euros de TVA et quelques résidus.

Et comme on peut s’en douter, ces recettes proportionnelles au prix et au volume acheté vont s’amenuiser avec le pétrole. En s’appuyant sur les hypothèses de la future Stratégie nationale bas carbone (SNBC), la Direction générale du Trésor estime que les recettes nettes d’accise sur l’énergie pourraient perdre 7 à 10 milliards d’euros dès 2030 et 15 à 30 milliards d’euros en 2050. Dans le scénario le plus défavorable, c’est un point de PIB.

Vers de nouvelles taxes pour compenser la perte ?

L’électrification des usages, le développement des véhicules électriques, la rénovation thermique des bâtiments ou encore la baisse de la consommation d’énergie fossile réduiront progressivement l’assiette fiscale sur laquelle repose aujourd’hui une part importante des recettes publiques. Et le rapport souligne que les revenus des marchés carbone (qui étalent leur champ d’application progressivement) ne pourront pas compenser cette perte, puisqu’ils vont eux-mêmes diminuer à mesure que les émissions de gaz à effet de serre reculeront.

Et donc, comment remplacer ces recettes ? Le CPO a quelques idées. Il recommande de maîtriser les dépenses publiques et de recourir à d’autres prélèvements sur les usages de l’énergie, sur des produits dont la demande est peu sensible aux prix sur la consommation. Le rapport mentionne aussi la fiscalité des véhicules ou celle liée à l’usage des infrastructures routières.

L’article Trop dépendant des taxes liées au pétrole, l’État devra créer de nouveaux impôts est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Elle a coûté 9,7 milliards d’euros, pour quel but exactement ? La Cour des comptes se demande si la renationalisation d’EDF était vraiment justifiée.

La prise de contrôle à 100 % d’EDF par l’État date de juin 2023 et avait coûté 9,7 milliards d’euros. Mais était-elle vraiment nécessaire ? Dans un rapport publié le 28 mai, la Cour des comptes répond plutôt non, comptablement parlant. Les magistrats de la rue Cambon jugent que cette renationalisation complète est une opération coûteuse dont l’utilité n’est pas démontrée à ce jour.

Élisabeth Borne, quelques mois après la réélection d’Emmanuel Macron et le discours de Belfort consacrant la relance du nucléaire, déclarait que sortir EDF de la bourse était un moyen de reprendre le contrôle sur les décisions stratégiques et de les accorder avec les décisions politiques. L’État avait racheté les parts des actionnaires minoritaires.

Mais pour la Cour des comptes, les arguments de l’époque étaient fragiles. « Ni les impératifs de souveraineté et d’indépendance énergétiques, ni les besoins de financement du groupe ou la volonté de renforcer son pilotage opérationnel n’imposaient une détention à 100 % de la société EDF par l’État », écrivent les magistrats. Ils rappellent que les pouvoirs publics détenaient déjà 83,7 % du capital, suffisant pour exercer un contrôle sur l’entreprise. Et le rachat n’a pas permis de régler ses problèmes de dette (51 milliards en 2025) non plus, même si la note s’est stabilisée et a même augmenté selon l’agence Standard & Poor’s.

9,7 milliards dans la poche des actionnaires

Les conditions financières de la renationalisation ensuite. L’État a proposé 12 euros par action aux actionnaires minoritaires, 40 % au-dessus du cours de Bourse observé. L’Agence des participations de l’État opérait sa plus grosse opération depuis sa création en 2004. La Cour juge qu’une prime de 30 % aurait permis d’économiser près d’un milliard d’euros. Et les milliards dépensés n’ont pas bénéficié directement à EDF. « La prise de contrôle à 100 % n’a apporté aucun financement nouveau au groupe », souligne-t-elle, puisqu’ils ont été versés aux actionnaires sortants.

Même si elle est souvent pessimiste, c’est son rôle de gendarme, la cour admet que la sortie de Bourse a simplifié la structure capitalistique du groupe et permis de mettre fin aux tensions récurrentes entre ce que veulent les marchés (plutôt de rentabilité court terme) et les besoins d’investissements de long terme liés notamment au nouveau nucléaire voulu par l’État.

L’article Près de 10 milliards d’euros dépensés sans résultats : la renationalisation d’EDF critiquée par la Cour des comptes est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Epyr, une startup française spécialisée dans le stockage thermique, vient de contractualiser et d’installer sa première unité de stockage thermique.

Dix-huit mois après sa naissance, la startup spécialisée dans le stockage thermique d’énergie Epyr a installé son premier projet sur le site du papetier Wepa, près de Troyes. C’est encore un démonstrateur mais cette brique pourra grandir. Alors pourquoi Wepa serait-il intéressé par Epyr ? Dans l’usine de Wepa, la vapeur est utilisée pour le séchage de la pâte à papier et cela est très énergivore. Epyr lui propose de remplacer une grande partie de cette énergie par une autre, décarbonée et moins chère.

Un principe de fonctionnement très simple

Concrètement, l’électricité est transformée en chaleur grâce à des résistances électriques. L’énergie du midi vient de la cloche solaire, elle aurait été perdue sinon et est donc achetée peu chère. Cette énergie thermique est ensuite stockée dans un matériau réfractaire, de la brique céramique capable d’atteindre des températures élevées tout en conservant la chaleur pendant plusieurs heures. Lorsque Wepa en a besoin, cette chaleur est récupérée pour produire de la vapeur.

Si la technologie de stockage est originale, bien qu’éprouvée depuis longtemps, c’est dans la stratégie d’approvisionnement en électricité qu’Epyr s’y retrouve. Et avec des experts du marché de l’électricité et une brique technologique déjà avancée, la startup a pu aller vite.

Les prix du gaz et de l’électricité influencent la rentabilité du projet

Selon les calculs avancés par la société auprès de Greenunivers, le modèle devient compétitif lorsque le prix de l’électricité reste inférieur à 40 ou 50 euros par mégawattheure (€/MWh) si le gaz stagne à 20-25 €/MWh. Avec la tension sur l’approvisionnement en gaz et les heures à prix négatifs qui explosent, la conjoncture est favorable. Si elle ne l’est plus, la chaudière à gaz reprendra plus grandement sa place.

Epyr se rémunère aussi sur les services systèmes RTE. En cours de certification, l’entreprise pourra proposer ses services de consommation d’électricité lorsque le réseau sera saturé.

La batterie thermique est actuellement un démonstrateur de 1,3 mégawatt (MW) et cinq heures de stockage thermique. Il est dimensionné au maximum suivant la place disponible au raccordement. Une nouvelle demande devra être déposée pour agrandir la place disponible, évoque l’entreprise à Greenunivers.

L’article Ce conteneur est un énorme radiateur électrique à accumulation pour décarboner l’industrie est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Changement du prix repère du gaz, revalorisation de la prime carburant et des aides à l’achat de véhicules électriques : Révolution Energétique fait le point sur les traditionnels changements du 1ᵉʳ juin.

L’évolution la plus significative de ce premier jour du mois de juin vient du prix repère de vente du gaz. Publié chaque mois par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), il baisse de 4,8 % TTC au 1ᵉʳ juin par rapport à mai, passant de 160,54 à 152,86 euros par mégawattheure.

Les marchés de gros se détendent, mais il ne faut pas non plus s’attendre à un miracle avec la disparition des tarifs réglementés du gaz intervenue en 2023 : la CRE estime le gain moyen à un peu plus d’un euro TTC par mois pour les consommateurs dont le contrat est indexé sur ce prix repère.

Dans les transports, un statu quo entre carburant et électricité

À l’inverse, les prix des carburants ne vont pas en s’arrangeant et le gouvernement sortira davantage le portefeuille. Les professionnels des secteurs du transport, de l’agriculture, de la pêche ou du BTP recevront de nouvelles aides et les employeurs de ces secteurs pourront verser une prime carburant revalorisée de 300 à 600 euros.

Toujours dans les transports mais cette fois électriques, les aides à l’achat ou à la location d’utilitaires électriques sont en hausse avec jusqu’à 9500 euros d’aides à l’achat pour certains modèles fabriqués en Europe. Sur les poids lourds, elles passent de 60 000 en 2025 à 100 000 euros.

Il n’y a pas que l’énergie dans la vie, d’autres mesures entrent en vigueur ce 1ᵉʳ juin, parmi lesquelles la revalorisation du Smic (+2,41%) et l’application d’une directive européenne sur les assurances pour faciliter les résiliations.

L’article Prix du gaz, primes carburants et aides à l’achat de véhicules électriques : ce qui change au 1er juin est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

À seulement quelques semaines de la Coupe du monde de football, Emmanuel Macron a réuni sa propre équipe de France.. de l’électrification !  Le président a réuni mardi 26 mai à l’Élysée plus de 200 industriels, énergéticiens, distributeurs et acteurs de la mobilité pour qu’ils annoncent des projets électrifiant la France.

A quelques jours du sommet Choose France, Macron voulait des annonces d’investissements dans l’électrification. La PPE3 prévoit d’inverser la part de consommation d’énergies fossiles vs électricité (60% vs 40%) à 2030. Il a donc réuni nombre d’acteurs de l’électrification pour qu’ils annoncent des projets. Stellantis a, par exemple, annoncé plus d’un milliard d’euros sur son site de Mulhouse pour produire des véhicules électriques à partir de 2029. L’objectif d’E. Macron est de 400 000 véhicules électriques par an. Toujours dans les mobilités, le gouvernement veut également accélérer le déploiement des bornes de recharge, qui doivent passer de 180 000 aujourd’hui à 400 000 d’ici 2030. Electra prévoit 300 millions d’euros d’investissements pour étendre son réseau, Engie annonce 300 millions d’euros supplémentaires pour déployer 5 000 points de recharge, Lidl 13 millions d’euros supplémentaires et Leclerc vise 10 000 bornes d’ici 2030 puis 30 000 à 2035.

L’électrification du chauffage, où le gaz domine, ensuite. L’exécutif veut accélérer le remplacement des chaudières au gaz et au fioul par des pompes à chaleur. Le britannique Octopus Energy a confirmé un projet d’usine en France représentant jusqu’à 150 millions d’euros d’investissements et potentiellement 500 à 1 000 emplois (aucune date ni lieu avancé) et prévoit aussi d’être installateur de 10 000 pompes à chaleur dans l’Hexagone ces douze prochains mois. Cela nous rappelle d’ailleurs que la marque française Thomson s’apprête, elle aussi, à produire des PAC en France sous son nom. Le gouvernement vise ainsi un million de pompes à chaleur chaque année d’ici 2030 alors que le rythme annuel est plutôt à 200 000 aujourd’hui.

Les CEE, au coeur du financement de ces projets

Toujours pour débudgétiser, l’Etat recourra aux Certificats d’économie d’énergie (CEE). Les acteurs obligés, qui ont une obligation légale de les financer, peuvent donc faire des annonces. EDF a d’ailleurs annoncé une prime supplémentaire de 1 000€ pour certaines pompes à chaleur et une enveloppe additionnelle de 30 millions d’euros pour accélérer l’installation de chaudières électriques dans l’industrie.

L’objectif derrière ces annonces est de moins subir les crises géopolitiques sur les fossiles et valoriser l’électricité française à 95% bas carbone et dont, faut de demande qui décolle, 17 à 20 % de la production électrique est exportée.

L’article Les annonces de l’équipe de France de l’électrification est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Dans son avis publié du 21 mai sur le futur arrêté tarifaire S21, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) valide la forte réduction du soutien public pour le photovoltaïque de moins de 500 kWc, voulue par le gouvernement. Objectif : favoriser l’autoconsommation et alléger les dépenses publiques. 

La fête est finie, le gouvernement a sabré le tarif de rachat de l’électricité solaire, la CRE a validé, les installations photovoltaïques de petite capacité vont devoir trouver un nouveau modèle économique robuste en dehors du rachat du surplus d’électricité par EDF. Il était à 40 euros le mégawattheure (€/MWh), il sera désormais à 11 €/MWh.

Selon la CRE, cette réforme du guichet ouvert S21 devrait ralentir le développement des installations photovoltaïques éligibles tout en privilégiant l’autoconsommation. Désormais, pour atteindre la rentabilité, il faudra atteindre un très haut taux d’autoconsommation. La CRE souhaitait permettre le soutien uniquement pendant les heures à prix de marché positif. Mais comme il manque d’équipement (système d’information) ou l’adaptation serait complexe si elle devait être réalisée rapidement pour détecter les prix négatifs, la modulation quart d’heure serait trop compliquée à réaliser rapidement. La la CRE propose tout simplement un tarif fixe de 11 €/MWh sur l’ensemble des heures de production, y compris pendant les périodes de prix négatifs.

Se tourner vers d’autres sources revenus pour espérer une viabilité économique

Le message est limpide : les producteurs photovoltaïques devront progressivement intégrer les signaux marché dans leur stratégie d’exploitation. La CRE veut les sensibiliser à la valeur économique actuelle du surplus injecté et soulager les finances publiques.

La veille de la publication de l’avis de la CRE, Greenunivers révélait le dépôt d’une proposition de loi portée par la députée écologiste Julie Laernoes afin de contrer les réformes préparées par l’exécutif et présentées au Conseil supérieur de l’énergie (CSE). Avec l’appui notamment d’Enerplan et de la Fédération nationale de l’énergie solaire (Fnes), le texte vise à sanctuariser un droit à l’autoconsommation (impossibilité d’interdire) et à protéger l’autoconsommation collective (injection possible pour les moins de 36 kVA et limitée jusqu’à 500 kVA, réduction du Turpe).

Peut-être que les développeurs de projets PV en autoconsommation se tourneront vers l’hybridation pour capter des revenus supplémentaires, des services systèmes pour la batterie, d’une exploitation plus grande du PV et des économies de Turpe.

L’article Photovoltaïque : la CRE enterre définitivement les généreux tarifs de rachat est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Et si c’était vrai, possible ? Produire de l’hydrogène vert uniquement avec de l’eau et du soleil, sans électrolyseur, sans électricité et sans raccordement au réseau. Photreon tente le pari, on vous explique leur technologie.

Une startup allemande tient peut-être une très bonne idée. Photreon, issue du Karlsruhe Institute of Technology (KIT), développe un panneau photoréacteur capable de générer directement de l’hydrogène vert grâce à la photocatalyse. Présentée lors de la Hannover Messe 2026, la technologie de Photreon entend sortir de la production classique d’hydrogène dit « vert ». Habituellement, cet hydrogène vert est obtenu par électrolyse où de l’électricité renouvelable (selon si cette formule n’inclut pas le nucléaire) alimente un électrolyseur qui sépare les molécules d’eau en hydrogène et oxygène. Problème, ce procédé, même s’il est efficace, est coûteux.

Le soleil pour casser la liaison de l’eau

Alors, est-ce bien possible de s’en passer ? La technologie de la startup repose sur la photocatalyse, où un matériau semi-conducteur absorbe directement le rayonnement solaire afin de déclencher la réaction chimique : c’est l’apport d’énergie pour casser la liaison de la molécule d’eau. Sous l’effet du soleil, les électrons sont excités et provoquent la dissociation des molécules d’eau. L’hydrogène est ensuite récupéré directement dans le module.

Photreon réduirait ainsi les coûts. En supprimant les électrolyseurs, les convertisseurs électriques et une partie des infrastructures réseau, la startup espère réduire fortement les investissements nécessaires à la production d’hydrogène vert et permettrait de produire directement sur le site d’utilisation.

La startup n’a pas communiqué le rendement réel de la technologie ni des données sur la durée de vie des matériaux photocatalytiques. Il va donc falloir surveiller les avancées de Photreon pour savoir si la réalité industrielle pourra être au rendez-vous des attentes.

L’article Cette startup veut produire de l’hydrogène sans électrolyse est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Depuis plusieurs mois, un sujet que l’on croyait politiquement verrouillé revient de toutes parts : l’extraction d’hydrocarbures en France. Marginale en volume mais symbolique, la production nationale — environ 1 % de la consommation — revient dans l’actualité sur trois fronts : industriel, juridique et parlementaire.

Depuis la loi Hulot de 2017 visant à mettre progressivement fin à la production pétrolière d’ici 2040 en France, les permis se font rares, très rares. L’Union française des industries pétrolières dénonce depuis février des refus d’autorisations qu’elle juge “politiques”. L’État bloquant de nouveaux forages comme en Gironde sur les concessions exploitées par Vermilion Energy.

Sur le terrain juridique ensuite, le bras de fer se déplace aux tribunaux administratifs. L’État se justifie avec un ensemble d’arguments climatiques (accords de Paris, GIEC, droit européen) pour justifier ses refus, et les industriels eux ont recours au code minier et aux droits de concession. Urgence climatique versus développement économique en somme.

Au Parlement enfin. Une proposition de loi sénatoriale visant à autoriser de nouvelles explorations d’hydrocarbures en outre-mer, notamment en Guyane, a déjà été adoptée au Sénat. Elle introduit une dérogation directe à la loi Hulot en permettant la reprise de recherches là où le cadre actuel les interdit depuis 2017. Le texte est porté par un sénateur du groupe macroniste et soutenu au Sénat par une majorité plus large.

Un groupe de gauche pour relancer l’exploitation en Guyane

À l’Assemblée nationale, le groupe GDR (de gauche) s’apprête à inscrire ce texte dans sa niche parlementaire du 11 juin selon une information du média Contexte.

Pourquoi venant d’un tel parti ? Les élus ultramarins sont favorables à la relance de certaines explorations au nom de l’autonomie de leurs territoires et de l’emploi local. Un tiraillement qui explose dans ce parti de gauche, voyant des voisins de Guyane assis sur une mine noire d’argent.

À quelques kilomètres, le Guyana est devenu un “géant du pétrole” depuis la découverte d’un important gisement en 2015, entraînant une forte croissance et l’arrivée d’investisseurs. Cette dynamique nourrit des attentes qui traversent le fleuve Maroni, dans un territoire où plus de la moitié de la population vit sous le seuil de pauvreté.

L’article Pourquoi reparle-t-on autant d’extraire du pétrole en France ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) valide le futur appel d’offres « AO10 » l’éolien en mer, notamment le tarif cible de 100 euros le mégawattheure (€/MWh) même si la santé économique des développeurs n’est pas au rendez-vous.

Le tarif du futur éolien du futur AO10 n’est « pas a priori sous-dimensionné », mais les conditions économiques (coûts, santé des développeurs…) pourrait pousser à dépasser le tarif cible, met en garde la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Après un long moment de disette sans AO, la filière se remet progressivement. Une dynamique positive se dessine au-delà des frontières françaises, à en juger les résultats de Vestas de nouveau dans le vert grâce à de nombreux projets remportés outre-Atlantique.
C’est l’arbre qui cache la forêt, car l’impact des précédents appels d’offre se fait encore ressentir. Malgré l’AO10, certains développeurs sont encore en train de renégocier ou d’abandonner certains projets. Si les prix dépassent les attentes du gouvernement, cela « pourrait impliquer la déclaration sans suite d’un ou plusieurs projets, sauf si le ministre mobilise sa faculté d’attribuer la totalité des parcs, ce qui pourrait conduire à exposer plus fortement le budget de l’État en l’absence de prix plafond » analyse la CRE.

Nouveauté de l’AO10, le gouvernement introduit un tarif cible moyen pondéré à l’échelle de l’ensemble des projets. Il pourra donc accepter des offres supérieures à 100 €/MWh à condition que d’autres projets affichent des prix plus bas permettant de respecter une moyenne globale.

Un nouveau tarif moyen pondéré

Cela risque de devenir illisible pour les développeurs craint la CRE, compliquant l’analyse de la meilleure stratégie à adopter pour répondre à l’AO. Il pourrait par exemple être incité à adopter une stratégie opportuniste sur certains sites jugés plus favorables, en misant sur une compensation par d’autres projets plus coûteux. La CRE juge donc délicat d’expérimenter des nouvelles modalités sur un volume aussi important de projets. L’appel d’offres doit en effet porter sur plusieurs façades maritimes et jusqu’à une dizaine de gigawatts de capacités, c’est le plus gros jamais lancé.
En somme, la CRE prononce oui oui mais..

L’article La CRE donne son avis sur l’AO10 éolien est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le nombre records de prix négatifs enregistrés en avril et mai fait aussi des heureux. Pour les gestionnaires de batteries stationnaires, ces situations sont synonymes de gros revenus, puisqu’ils peuvent gagner en rechargeant pendant les périodes de surproduction, puis écouler ces kilowattheures accumulés quand les besoins en électricité sont plus élevés. 

En France, les développeurs de batteries sont peu nombreux, avec NW et Acacia en tête. Ils ont été visionnaires : les deux développeurs se partageant près de la moitié des 6 gigawatts (GW) installés en France. A titre de comparaison, la file d’attente de raccordement est à 15 GW, tous les projets ne verront pas le jour.
Le principe est simple pour une batterie : acheter de l’électricité quand elle est abondante et peu chère — parfois même à prix négatif — pour la revendre quelques heures plus tard lors des pics de prix. Ce mécanisme d’arbitrage sera prépondérant dans les revenus batterie dans les années à venir. Actuellement, les services système (réserve primaire, secondaire teritiaire autrement appelées FCR, aFRR, mFRR) assurent la plupart des revenus mais ce sont des marchés peu profonds, ils seront donc rapidement cannibalisés.

Les spreads sur le day-ahead s’envolent ces deux derniers mois. Les prix, le 1er mai, ont atteint dans cette même journée -498€/MWh et + 104€/MWh. La batterie est payée 498€ pour charger 1 MWh (si elle fait 10 MWh, elle est payée dix fois plus), et revend ce même MWh 104€.

Des centaines de milliers d’euros de revenus annuels par mégawatt

Dans ces conditions, une batterie de 10 MWh peut générer plusieurs milliers d’euros en une seule journée. À l’échelle annuelle, les modèles économiques montrent qu’il est chaque fois rentable et possible de rembourser les Capex élevés. Selon le Clean Horizon Storage Index, un indice pour suivre la performance qu’aurait pu réaliser une batterie un mois donné, les batteries génèrent presque partout au moins 100 000 €/MW/an. Dans les marchés matures comme la France ou l’Allemagne, les revenus annuels atteignent 300 000 €/MW/an et peuvent atteindre entre 700 000 et 3,5 millions €/MW/an dans les pays baltes. On a même enregistré un pic au-dessus des 5 millions €/MW/an en Estonie pour une batterie 2 heures.

L’article Batteries stationnaires : les grandes gagnantes des prix négatifs de l’électricité est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Pris en tenaille entre l’inflation et la raréfaction des appels d’offres, les constructeurs éoliens vivaient une période difficile, sous pression financière. Désormais le tableau est bien moins noir avec des résultats nets annoncés positifs.

Après deux années noires de projets retardés ou abandonnés et des marges au minimum, les industriels de l’éolien semblent enfin retrouver des couleurs. Le groupe danois Vestas a annoncé un premier trimestre 2026 en forte amélioration, avec un bénéfice net multiplié par 14 (70 millions d’euros) et un chiffre d’affaires jamais atteint. Son carnet de commandes atteint des sommets.

Un horizon plus clair

Ce retour au vert fait plaisir à voir. Car il intervient après une période particulièrement difficile pour l’ensemble de la filière. Entre 2022 et 2024, les fabricants d’éoliennes ont subi durement l’inflation des matières premières. Les taux d’intérêt sont remontés pour ne rien arranger, augmentant mécaniquement le coût des projets, et l’éolien, un secteur capitalistique et au temps long, brûlait à petit feu.

Les difficultés ont été particulièrement visibles dans l’éolien offshore. Plusieurs grands projets ont été reportés ou annulés, à l’image du parc d’Oléron n’ayant trouvé aucun développeur (le tarif cible jugé trop bas), RWE se retirait de Centre Manche 2.

Aujourd’hui, de nouveaux contrats sont signés par les industriels avec des prix plus élevés. Alors que le cahier des charges de l’AO10 vient d’être publié, la reprise du secteur sera intéressante à observer, après un an de disette.

L’article Ce fabricant européen d’éoliennes engrange des bénéfices records est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La gigafactory de panneaux solaires qui visait une gigantesque production de panneaux solaires en France s’arrête. Son président l’a annoncé ce matin sur linkedin.

C’était l’un des symboles de la réindustrialisation verte française. Le projet Carbon visait, à Fos-sur-Mer, à construire la plus grande usine de panneaux photovoltaïques de France. Le projet tombe à l’eau, annonce Pierre-Emmanuel Martin sur Linkedin.
Lancé en 2022, Carbon promettait une gigafactory capable de produire jusqu’à 5 gigawatts (GW) de modules PV chaque année. 1,7 milliard d’euros d’investissements et des milliers d’emplois sur la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer promis, Carbon était l’égérie française de la relocalisation.

Manque de financement et de soutien européen d’un côté, expérience, stratégie remises en question de l’autre

L’entreprise n’a finalement levé que 25 millions d’euros venant des fondateurs, de la région Provence-Alpes-Côte d’Azur et de petits investisseurs via la plateforme Enerfip. Très loin des montants nécessaires pour lancer une usine de cette taille. Surtout, Carbon attendait des aides publiques promises par l’État, dont une première tranche de 4 millions d’euros. Le montant, insuffisant a partiellement contribué à renoncer au projet. Carbon justifie l’arrêt du gigaprojet par le manque de préférence européenne. « Les pays européens sont de petits pays qui aiment cultiver le dissensus avec passion » regrette amèrement son fondateur. Mais, dans un article de Greenunivers, des sources pointent des fragilités internes, d’abord dans la stratégie. Carbon avait choisi un modèle intégré allant quasiment du polysilicium au module final, des investissements énormes. D’autres, toujours auprès de Greeunivers, expliquent cet échec par le manque d’expérience industrielle de l’équipe dirigeante dans le photovoltaïque, d’autant que Carbon ne prouvait pas de facteur différenciant.

L’article La Gigafactory Carbon officiellement abandonnée est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Un collégien du sud de la France s’est lancé un défi de taille : aider ses parents à réduire leur facture d’électricité. À force de noeuds au cerveau, de soudures, et de programmation, il est parvenu à mettre au point un chauffe-eau intelligent qui a tout d’un grand : le CleverCumulus, vainqueur du concours Science&Vie Junior « Innovez ». 

Le CleverCumulus, un projet de bricolage scolaire en apparence. Pourtant, derrière cette invention du collégien landais de 13 ans Eliott Luquet, un sacré montage et une idée ingénieuse (qui est commercialisée autre part) : valoriser l’électricité solaire du toit de ses parents, sinon perdue.
Sa maison familiale est équipée de panneaux photovoltaïque mais, n’ayant pas été posée par un professionnel, la vente du surplus à EDF est impossible. Impossible, par pour Eliott qui a trouvé un moyen de valoriser autrement l’électron solaire fatal.
Plutôt que de perdre cette énergie, Eliott a imaginé un système capable de préchauffer l’eau sanitaire grâce aux excédents solaires avant qu’elle n’entre dans le cumulus principal.
C’est de l’autoconsommation, du stockage thermique, où le petit jeune a dû programmer une carte Arduino Nano avec deux capteurs : l’un mesure la production solaire, l’autre la consommation électrique de l’habitation. Les données sont affichées en temps réel sur un écran LCD et un programme pilote plusieurs résistances chauffantes installées dans une cuve secondaire (cela reste du préchauffage).

Son idée est aujourd’hui commercialisée

Lorsque la production photovoltaïque dépasse la consommation du foyer, le système active progressivement les résistances afin d’utiliser l’excédent d’électricité pour chauffer l’eau. À l’inverse, si la maison consomme davantage qu’elle ne produit, certaines sont désactivées afin d’éviter de soutirer trop d’électricité sur le réseau.
C’est un projet de collégien impressionnant parce qu’Eliott explique avoir intégré un filtre passe-bas composé de résistances et de condensateurs afin de stabiliser les mesures électriques et améliorer la précision des données récupérées par la carte Arduino.
Il a donc gagné 1000€ dans le cadre du concours « Innovez pour la planète » organisé par Science & Vie Junior. Son idée est aujourd’hui commercialisée autrement notamment par la startup Elax, qui pilote les chauffe-eaux à distance et promet de réduire de 25% la facture d’électricité.

L’article Ce chauffe-eau intelligent a été inventé par un ado de 13 ans ! est apparu en premier sur Révolution Énergétique.