Engagé deux fois sur le projet de loi de finances pour 2026, le gouvernement a acté par 49.3 une copie budgétaire sans surprise pour l’énergie. Du moins, sans surprise par rapport à la copie initiale présentée à l’assemblée. Zoom sur les mesures.

Sur la partie recettes, pas de surprise. La convergence des taxations du gaz et de l’électricité est abandonnée, pas de rééquilibrage entre les taxes alors que le gaz reste bien plus carboné et bien moins taxé. L’évolution de l’accise sur l’électricité (une taxe proportionnelle aux mégawattheures consommés) est décalée au 1ᵉʳ août, avec une baisse rétroactive pour les industriels électro-intensifs, et l’indexation sur l’inflation est reportée au 1ᵉʳ février. L’exécutif a également rétabli l’article 41 confiant à RTE la gestion du versement nucléaire universel, qui succède à l’ARENH.

La taxation des énergies renouvelables remaniée

Sur les énergies renouvelables, qui attendent toujours de sortir du quasi-moratoire avec l’absence de PPE, plusieurs amendements sénatoriaux ne sont pas passés. Le gouvernement a plafonné l’affectation des taxes acquittées par les exploitants d’éoliennes en mer aux comités des pêches et à l’Office français de la biodiversité, l’excédent étant reversé au budget général.

Il a supprimé la disposition prévoyant d’affecter 50 % de la taxe sur les parcs éoliens en mer situés en zone économique exclusive aux communes exposées au recul du trait de côte. La majoration de l’imposition forfaitaire des entreprises de réseaux pour certaines centrales photovoltaïques est rétablie (IFER), mais son application est repoussée entre 2027 et 2029.

Sur l’éolien terrestre, l’exécutif a conservé une réécriture d’un amendement sénatorial afin de permettre aux communes de bénéficier des retombées fiscales des parcs éoliens renouvelés et faisant l’objet d’une augmentation de puissance, selon les mêmes règles que pour les installations post-2019. En parallèle, il a supprimé l’application d’un tarif réduit d’IFER aux centrales photovoltaïques renouvelées et abandonné la révision des attributions de compensation.

Les dépenses en prennent un coup

Côté dépenses, la mission « écologie » perd 250 millions d’euros, principalement via l’annulation d’une partie de la réserve de précaution. Le programme « énergie, climat et après-mines » est amputé de plus de 240 millions d’euros et le « service public de l’énergie » perd environ 40 millions.

Les hausses votées par le Sénat pour l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), ainsi que la création d’un fonds de garantie pour la chaleur fatale, sont annulées. Le gouvernement confirme en revanche une rallonge de 200 millions d’euros pour le Fonds vert et maintient MaPrimeRénov’ à 2,7 milliards d’euros, malgré des annonces qui sont parties dans tous les sens ce mois-ci.

Enfin, l’exécutif valide une coupe de 1,1 milliard d’euros sur France 2030, y compris pour les projets énergétiques et nucléaires, justifiée par une trésorerie jugée excédentaire chez les opérateurs du programme.

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La Cour des comptes regrette que la géothermie ne représente que quelques miettes du mix énergétique et donne ses préconisations.

La géothermie coche toutes les cases de la transition énergétique : locale, renouvelable, décarbonée et disponible en continu. Pourtant, elle ne représente encore qu’un pourcent de la consommation finale de chaleur en France et 5,5 % de la production thermique des réseaux en 2023. C’est le constat sévère de la Cour des comptes dans son rapport publié le 13 janvier. Selon les Sages de la rue Cambon, les aides publiques ne suffisent pas, en l’état, à lever les freins structurels qui empêchent la filière de décoller.

La géothermie profonde privilégiée

La géothermie de surface, une technique d’exploitation du sous-sol jusqu’à 200 m pour produire chaleur et froid, reste marginale même dans le logement collectif. Ses performances énergétiques et environnementales sont louables mais le triplement de sa production d’ici 2035 apparaît « peu réaliste » sans simplification des règles et sécurisation juridique des investissements, juge la Cour.

La géothermie profonde, elle qui alimente les réseaux de chaleur urbains, est considérée par la Cour comme technologiquement mature et compétitive. Pourtant, ses coûts initiaux (un Capex jusqu’à 16 millions d’euros par projet) et l’incertitude sur la ressource géologique la ralentissent. Les délais administratifs sont souvent longs et compliqués par des décisions récentes du Conseil d’État.

Pour relancer la filière, la Cour préconise plusieurs actions.  Repenser les aides financières, clarifier la couverture des risques liés aux forages et renforcer la connaissance du sous-sol. Elle recommande aussi de mobiliser des innovations déjà matures : boucles d’eau tempérée, stockage thermique souterrain, valorisation des saumures et extension des réseaux de chaleur au froid. Ces leviers permettraient d’améliorer la rentabilité des projets et l’efficacité des soutiens publics.

Dans les territoires ultramarins, un gisement très intéressant

Et même si la géothermie est quasi inexistante en métropole, c’est ultra-stratégique pour les territoires ultramarins. En Guadeloupe et à La Réunion, les centrales produisent déjà de l’électricité décarbonée à faible coût. La Cour souligne la nécessité d’adapter la couverture du risque de forage outre-mer pour exploiter pleinement ce potentiel.

Dans sa réponse à la Cour de Comptes, la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) reconnaît les constats, on peut dire alarmants, du rapport sur la géothermie tout en présentant, quand même, les mesures déjà engagées pour lever les freins à son développement. Le plan d’action national géothermie, lancé en 2023, pour renforcer les capacités de forage, l’adaptation du cadre réglementaire, le soutien des porteurs de projets et la promotion de la géothermie outre-mer et à l’export, voilà quelques exemples.

La DGEC tient à souligner que certaines recommandations de la Cour sont déjà mises en œuvre, notamment le relèvement à 2 MW du seuil de minime importance, le réaménagement du fonds de garantie et la révision du dispositif de couverture du risque de forage.

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Veolia affirme que l’Europe a un gisement énergétique à exploiter à partir des déchets. Nous serions assis sur une montagne de déchets équivalente à la production nucléaire mondiale.

Lors d’une conférence organisée par l’Association des journalistes de l’énergie, Estelle Brachlianoff, CEO de Veolia, a voulu marquer les esprits avec cette affirmation : l’Union européenne disposerait d’un potentiel théorique de 400 gigawatts (GW) d’énergie de récupération — chaleur des eaux usées, incinération de déchets non recyclables, biogaz, chaleur fatale industrielle. Pour montrer l’ampleur du gisement encore inexploité dans l’économie circulaire européenne, elle compare cette puissance à la puissance nucléaire installée mondiale.

C’est bien sûr le gisement le plus large considéré. Il ne se cantonne pas aux seules unités d’incinération classiques, il y a d’autres formes d’énergie de récupération.

Sur son site, Veolia détaille ces autres procédés moins connus : transformation des déchets ménagers en électricité et en chaleur, valorisation du biogaz issu des installations de stockage et des boues d’épuration, production et valorisation des combustibles solides de récupération (CSR) et conversion de ces flux en chaleur utile pour des réseaux de chauffage urbain ou des process industriels.

Des « boucles locales d’énergie décarbonante »

C’est un argument vertueux qu’avance Véolia : se passer d’énergies fossiles en valorisant l’énergie sinon perdue sous forme de « boucles locales d’énergie décarbonante » qui peuvent réduire le rythme des émissions de gaz à effet de serre.

Pour mesurer ce potentiel, il faut distinguer capacités installées et production effective annuelle. Les 400 GW évoqués par Mme. Brachlianoff représentent une capacité maximale théorique, pas une production garantie. Par exemple, la valorisation du biogaz issu de déchets enfouis génère, selon elle, plusieurs centaines de milliers de MWh par an.

Un exemple déjà en service en France

Il existe des exemples comme en Gironde, où le Pôle d’écologie industrielle de Lapouyade, opéré par Veolia, est devenu un site de valorisation énergétique en France. Depuis 2015, il convertit des déchets locaux non recyclables en biogaz et injecte environ 45 000 mégawattheures (MWh/an) d’électricité dans le réseau, c’est l’équivalent de la consommation électrique de plus de 20 000 habitants, tout en produisant de la chaleur pour des serres agricoles.

Ce site ne se contente plus de produire de l’énergie : il participe désormais à la flexibilité du réseau électrique national, en modulant sa production en temps réel selon les besoins du gestionnaire de réseau, et il est rémunéré pour cela.

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À peine plus d’un centime d’euro le kilowattheure : c’est le prix auquel est descendu Engie pour vendre l’électricité de sa plus grande centrale solaire aux Émirats arabes unis.

Engie vient de sécuriser, avec un consortium de sept banques, le financement de ce qu’il présente comme son plus grand projet photovoltaïque au monde. La centrale de Khazna, d’une puissance de 1,5 gigawatt (GW), située entre Abou Dhabi et Al Aïn, aux Émirats arabes unis, vendra sa production d’électricité pendant 30 ans à l’entreprise nationale de l’eau et de l’électricité (EWEC) au prix de 14,59 $/MWh (soit 0,012 €/kWh au taux de change actuel). Ce tarif est extrêmement bas, mais aligné avec les conditions régionales où il y a un fort rayonnement solaire et une main-d’œuvre moins chère qu’en Europe.

À titre de comparaison, un PPA (contrat de gré à gré) français est autour de 60-70 €/MWh, soit 6 à 7 centimes d’euro le kWh. Ce chiffre fait tourner la tête : trois millions de panneaux solaires seront fournis par le chinois Longi et l’approvisionnement et la construction (EPC) seront réalisés par PowerChina. Engie ne souhaite pas s’arrêter là et développer d’autres projets photovoltaïques de plus de 800 MW en Arabie saoudite, aux Émirats et au Maroc.

Des centrales gigantesque et un marché prolifique pour Engie

La centrale de Khazna est codétenue avec Masdar, le développeur-renouvelable filiale de la compagnie pétrolière nationale Adnoc avec Mubadala et l’énergéticien Taqa. Conformément aux pratiques locales, Masdar détient 60 % du projet et les partenaires étrangers, dont Engie, disposent des 40 % restants. Les deux acteurs exploiteront ensemble la centrale pour livraison en 2028.

Si le projet ne prévoit pas de stockage par batteries, il y en aura dans d’autres appels d’offres. La centrale de Khazna ne fait pas partie du pharaonique projet mené par Masdar et Ewec qui prévoit par exemple d’associer 5 GW de solaire à 19 GWh de batteries, en mode baseload (mode de production 24h/24). Engie est en charge de 20 centrales à gaz et d’un réseau de refroidissement.

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L’Europe aurait dû être le leader mondial de l’électrification, mais elle ne l’est pas. C’est le constat sévère dressé par le directeur de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), qui alerte sur le retard pris par l’Union européenne dans l’électrification.

Fatih Birol n’a pas gardé sa langue dans sa poche lors d’une conférence en Suède. « Nous entrons dans l’ère de l’électricité et, à mon avis, l’Europe devrait en être le leader […] je suis désolé de vous dire que nous en sommes loin », a-t-il annoncé. Il tance l’UE d’aller trop lentement dans l’électrification de son économie. Alors que le mix énergétique européen est aujourd’hui très carboné, l’électricité qui est une solution à sa décarbonation ne représente encore que 20 % de la consommation énergétique totale de l’UE contre 32 % en Chine.

Un écart qui en dit long. Car l’électrification n’est pas qu’une question climatique : elle conditionne la compétitivité industrielle, la souveraineté énergétique et la capacité à sortir des énergies fossiles importées. Sur tous ces fronts, l’Europe avance trop lentement.

Trop de pétrole pour les transports, trop de gaz pour le chauffage

Depuis dix ans, la part de l’électricité dans la consommation énergétique européenne stagne. Transports encore largement dépendants du pétrole, chauffage au gaz omniprésent, industrie lourde difficile à convertir : les usages évoluent, mais trop doucement. Pendant ce temps, la Chine électrifie à marche forcée ses transports, ses usines et ses bâtiments, tout en investissant massivement dans les réseaux et les capacités de production bas carbone.

Pour l’agence internationale de l’énergie (AIE), le risque est clair lance-t-elle : à force d’hésitations politiques, l’Europe pourrait rater le virage industriel de la transition énergétique. Les technologies clés — batteries, véhicules électriques, électrolyseurs, pompes à chaleur — sont déjà dominées par des acteurs asiatiques alors que les États européens peinent à coordonner leurs stratégies et à sécuriser les investissements nécessaires.

La production électrique avance mais pas son usage

Et de poursuivre avec un paradoxe : l’Union européenne a réussi sa transition du côté de la production électrique avec une montée en puissance rapide de l’éolien et du solaire. Mais elle échoue à transformer cette électricité propre en usages concrets. Sans électrification massive des bâtiments, des transports et de l’industrie, la baisse des émissions restera trop lente pour atteindre la neutralité carbone en 2050.

Le message est clair : envoyer depuis l’autre bout de l’Europe, l’AIE pour l’UE à accélérer, maintenant. Cela implique de lever les freins réglementaires, d’investir dans des réseaux électriques robustes, d’envoyer des signaux économiques clairs aux industriels et de cesser de traiter l’électrification comme un simple sujet technique.

Alors que le gouvernement planche sur un grand plan d’électrification et que le décret de la stratégie nationale bas carbone 3 (SNBC 3) n’est toujours pas paru (pour fixer la trajectoire de déploiement de véhicules électriques…), l’AIE pousse à appuyer sur la pédale d’accélérateur.

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La proposition de loi (PPL) pour donner un avenir aux concessions hydroélectriques a été déposée le 13 janvier par les députés Marie-Noëlle Battistel (PS) et Philippe Bolo (MoDem). Le changement de régime juridique devrait permettre aux barrages d’avoir plus de visibilité et d’assouvir l’appétit de concurrence de Bruxelles sur ce dossier, sans transfert de propriété (l’État est seul propriétaire).

L’État, propriétaire des barrages, confie aujourd’hui à EDF, la CNR et la SHEM leur exploitation et tire en contrepartie une redevance. Ce modèle existe depuis 70 ans et devrait être remis en cause. Car EDF a un monopole sur la production, s’étant vu attribuer la majorité des concessions par le passé et, à l’heure du renouvellement (certaines sont échues), la Commission européenne aimerait qu’arrivent de nouveaux acteurs. Qu’il était long le temps durant lequel la France ne trouvait pas de solution : ne pas trop ouvrir à la concurrence, garder la propriété…

Un bail de 70 ans au lieu d’une concession

La PPL, dont la députée Battistel se réjouit sur LinkedIn, qui vient juste d’être déposée par deux députés, cible donc ces concessions hydroélectriques arrivées à échéance ou devant l’être dans les prochaines années, de plus de 4 500 kW. Pour ces dernières, il ne sera plus question de concession, mais de régime d’autorisation spécifique, associé à un droit réel et un droit d’occupation domaniale pour les exploitants actuels, d’une durée de soixante-dix ans.

L’État conserve la propriété des barrages et l’attribution de ces droits se fait via une convention encadrant les obligations techniques, environnementales et financières et inclut une contrepartie à verser à l’État après déduction des indemnités de fin de concession.

L’État reste seul et unique propriétaire des barrages

Et, dans le délai flottant de la fin de concession, la transition est censée garantir la continuité de l’exploitation, le maintien des équipes locales et des compétences techniques ainsi que le respect des normes de sécurité, de gestion de l’eau et de protection de l’environnement. 

Pour répondre aux exigences européennes et limiter la position dominante d’EDF, la PPL impose la mise à disposition de 40 % des capacités hydroélectriques nationales, ça fait environ 6 GW/an, à d’autres acteurs qu’EDF via un mécanisme d’enchères encadré par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Ce dispositif permet d’ouvrir le marché sans transférer la propriété des ouvrages, une ligne rouge pour l’État.

Les investissements débloqués

La députée détaille ainsi l’ouverture auprès de GreenUnivers : « cela veut dire qu’EDF mettra aux enchères 6 GW par an de capacité [sur ses 20,8 GW, représentant 80 % de la capacité nationale, ndlr] au prix de marché et jamais en dessous d’un prix qui couvre les coûts de la production ». Les concessions échues freinent les investissements et la modernisation du parc. Pourquoi investir dans la modernisation si l’entreprise n’a pas de visibilité à plus de 5 ans ? Maintenant qu’elle est déposée à l’assemblée, il lui reste plus qu’à être discutée et votée.

Le secrétaire général du syndicat CFE-Energies s’est réjoui de cette PPL sur Linkedin, elle « crée les conditions de la fin d’un combat mené depuis 10 ans pour éviter la mise en concurrence de ce bien précieux qu’est l’hydroélectricité ».

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La Commission européenne a donné mi-janvier son accord de principe au projet allemand de construire 12 gigawatts (GW) de nouvelles capacités électriques, dont 10 GW en centrales à gaz. Le pays en a besoin tant la sortie programmée du charbon et effective du nucléaire menacent sa sécurité électrique.

Le feu vert européen accordé à l’Allemagne lui permet de lancer dès 2026 des appels d’offres pour ces installations, 10 gigawatts (GW) de gaz, avec une mise en service prévue au plus tard en 2031. Les centrales seront conçues pour jouer un rôle de « back-up » (un terme plus politiquement acceptable) lors des périodes de faible production éolienne et solaire. Officiellement transitoires, elles devront être compatibles avec l’hydrogène et totalement décarbonées d’ici 2045, mais les modalités et le calendrier précis de cette conversion restent flous.

Pour Berlin, l’accord de Bruxelles d’abord un atout économique et industriel. La construction de ces centrales est jugée indispensable pour éviter la flambée des prix de l’électricité et maintenir la compétitivité de l’industrie allemande. Les grands énergéticiens, comme RWE, E.ON ou Siemens Energy, se préparent à répondre aux appels d’offres malgré les tensions sur la chaîne d’approvisionnement et les coûts élevés dans la filière.

Qu’en pense la France ?

C’est peu dire si cet aval européen n’interroge pas sur le plan climatique. Des ONG et les Verts allemands dénoncent des subventions à des infrastructures fossiles, jugeant que la garantie de conversion vers l’hydrogène est insuffisante. Et la France, qu’en pense-t-elle ? Berlin et Paris ont récemment affiché leur volonté de promouvoir une « neutralité technologique » à Bruxelles, un compromis permettant de développer à la fois la stratégie progaz allemande et le soutien au nucléaire français.

On arrête de s’écharper sur l’hydrogène bas carbone (produit ou non à partir de nucléaire), on te laisse financer ton nucléaire, c’est une histoire de pas en avant. C’est, comme le résument les journalistes de Contexte : « mon gaz contre ton nucléaire ».

Ce partenariat pourrait avoir pesé dans la décision de la Commission. En donnant son feu vert, Bruxelles confirme donc la priorité allemande à la sécurité d’approvisionnement. Pour l’Allemagne, le gaz reste aujourd’hui l’outil indispensable pour assurer la stabilité de son électricité, même si son rôle de transition risque de s’étendre plus longtemps que prévu.

L’article Construire 10 000 MW de centrales au gaz : le projet fou de l’Allemagne approuvé par l’Europe est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’année 2025 restera dans les annales pour EDF, notamment grâce à une production nucléaire en hausse, des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) en forme et un record d’exportation d’électricité.

Le nucléaire, avec 373 TWh produits, a produit 3 % de plus par rapport à 2024. Il a été plus disponible et ses arrêts ont été plus finement programmés. Une performance qui permet à EDF de se rapprocher du plafond haut de ses prévisions annuelles.

L’hydroélectricité a, en revanche, été un peu plus à la peine, avec -15,6 % par rapport à 2024. La production revient toutefois à la normale (42,6 TWh) après une année 2024 exceptionnelle (50,6 TWh, grâce à d’abondantes précipitations). Il a moins plu, mais l’hydro a su soutenir la demande, particulièrement durant les pics de consommation.

Des STEP en forme olympique

Résumer l’hydro aux barrages « au fil de l’eau » serait réducteur. Ce serait masquer la performance des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Un record historique à 6 TWh a été atteint, soit 400 GWh de plus que le précédent record de 2014, à pomper la nuit et turbiner le jour et même rajouter un cycle diurne avec la pointe PV.

Mais c’est surtout à l’export que la France a été forte. Le solde exportateur net a grimpé à 92,3 TWh, un nouveau record historique qu’on s’est habitué à battre chaque année. Avec une électricité presque entièrement bas carbone — nucléaire et renouvelables représentent 95 % du mix —, la France est un fournisseur fiable pour les pays voisins, mais en retard sur son électrification avec une demande stagnante.

Pour 2026, EDF prévoit une production nucléaire entre 350 et 370 TWh, en comptant notamment sur l’EPR de Flamanville, qui vient d’être arrêtée après le passage de la tempête Goretti.

L’article Ces usines géantes de stockage d’électricité d’EDF ont battu un nouveau record en 2025 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le lobby de l’électricité, Eurelectric, considère 2025 comme une année record pour le photovoltaïque, mitigée par l’ombre de l’éolien, de l’hydro et de la demande électrique.

Comme chaque année, Eurelectric, le lobby européen de l’électricité, publie son bilan. Pour commencer par une bonne note, le solaire a le pied sur l’accélérateur. La production photovoltaïque a atteint 340 TWh, c’est 12,5 % de l’électricité totale de l’UE, un record. Pour imaginer ce que cela représente, la hausse par rapport à 2024 dépasse les 60 térawattheures (TWh), c’est l’équivalent de ce que consomme le Portugal sur une année entière.

Le solaire brille, les autres modes de production un peu moins

Mais la progression du solaire, c’est un peu l’arbre qui cache la forêt. L’hydroélectricité a reculé de 13 %, l’éolien de 4 %. Le nucléaire et les centrales à combustibles fossiles se sont maintenus une production stable au niveau européen. Au niveau français, c’est -15,8% pour l’hydro et +3% pour le nucléaire.

Sur les marchés, la montée du solaire participe à décorréler un peu plus chaque année les prix de l’électricité des coûts du gaz et du charbon. En 2025, les prix moyens ont dépassé le coût de production au gaz pendant seulement 32 % des heures, c’était 74 % en 2019. Autrement dit, l’électricité produite par les renouvelables commence à influencer le marché et faire baisser les prix, décarbonant le mix électrique et limitant la formation des prix à la volatilité du gaz (dont l’exemple européen nous a montré que la guerre en Ukraine peut faire monter les prix en flèche).

La faible demande en électricité, un problème européen

Une autre ombre, celle dont on parle beaucoup en ce moment et sur laquelle le gouvernement français planche : la demande en électricité. La consommation européenne est restée environ 7 % en dessous des niveaux de 2021, il n’y a pas vraiment de signal d’électrification, la sobriété et l’efficacité gagnant sur l’électrification.

L’article L’énergie solaire a boosté la production électrique européenne en 2025 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’usine Ferroglobe d’Anglefort, dans l’Ain, a rallumé hier soir l’un de ses fours métallurgiques, qui convient à la production de silicium-métal destiné aux cellules photovoltaïques.

Et si on produisait du silicium, en France ? Le site de l’usine de Ferroglobe avait fermé, en septembre dernier, ses salariés basculés au chômage partiel. La faute aux prix bas imposés par la Chine.

La Chine produisait plus de 70 % du silicium en 2023, selon le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM). En Europe, la concurrence asiatique est rude avec des prix défiant toute concurrence. La tonne de silicium-métal produite en France se vend environ 2 300 €, contre 1 500 € pour celle importée de Chine. Pour Benjamin Crespy, président de Ferroglobe France, le silicium-métal est indispensable non seulement au solaire, mais aussi à la chimie, l’aluminium pour l’automobile et les anodes de batteries lithium, explique-t-il au média Greenunivers.

Le silicium est classé critique par l’UE

La production française reste modeste alors que le Si-métal est stratégique pour notre souveraineté industrielle. L’Union européenne classe d’ailleurs cette matière comme critique mais a récemment refusé de mettre en place des mesures de protection douanières face à la concurrence étrangère, au grand dam des producteurs hexagonaux. Il y en a pourtant sur l’acier par exemple.

« L’Europe doit comprendre, très rapidement, que s’imposer des règles que personne ne respecte ailleurs et en même temps laisser son marché ouvert est la recette parfaite pour accélérer sa désindustrialisation », alerte Benjamin Crespy auprès de Greeunivers.
Reste au ministre de l’Industrie la lourde tâche de défendre les clauses de sauvegarde (limiter les importations à un certain seuil) auprès de l’UE.

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Avec la baisse de la contribution tarifaire d’acheminement (CTA) à compter du 1ᵉʳ février, le gouvernement fait baisser très légèrement les factures. Rien de signifiant, c’est plutôt un geste politique.

Présentée comme une baisse de 5 % de l’abonnement à l’électricité, la mesure ne se traduira, dans les faits, que par quelques euros d’économies par an pour les ménages. Ce n’est bien sûr pas par ce geste symbolique (le gouvernement cherche à stimuler la demande en électricité et réduire la précarité énergétique…) que ces problèmes seront réglés.

C’est un levier rapide, sans creuser excessivement le déficit (le coût est de l’ordre de 540 millions d’euros). La contribution tarifaire d’acheminement (CTA) alimente notamment un régime de retraites d’anciens salariés d’EDF et de GDF ayant travaillé dans les réseaux. Cette caisse est aujourd’hui excédentaire, le prélèvement réduit ne crée pas de manque à gagner immédiat pour l’État. C’est donc la CTA qui a été facilement baissée. 

Une baisse peu impactante pour les ménages et pour l’Etat

Sur le papier, la mesure concerne tous les consommateurs raccordés aux réseaux publics d’électricité. La CTA est en effet une taxe sur la part « acheminement » de la facture, c’est-à-dire le transport et la distribution de l’électricité, et elle est identique quel que soit le fournisseur. Pour un ménage, la baisse représenterait en moyenne une dizaine d’euros par an, c’est moins de 1 % de la facture globale d’électricité.

L’écart s’explique de la manière suivante. La CTA ne s’applique qu’à une fraction de la part fixe, l’abonnement. Or, pour un foyer se chauffant à l’électricité, la majorité de la dépense annuelle dépend de la consommation, et non de l’abonnement. Une baisse de 5 % sur ce dernier se dilue donc rapidement une fois rapportée au total payé sur l’année.

Des moyens plus efficaces pour faire baisser les factures

Les syndicats rappellent que des leviers bien plus efficaces existent pour réduire réellement les factures, à commencer par la TVA ou l’accise sur l’électricité qui pèsent sur chaque kilowattheure consommé. Mais les baisser impliquerait des pertes de recettes bien plus importantes pour l’État. L’accise, par exemple, rapportait près de 7 milliards d’euros par an avant d’être partiellement réduite pendant la crise énergétique.

Agir uniquement sur une taxe marginale de l’abonnement laisse intacte la question qui est clé mais sur laquelle le gouvernement n’a encore pas agit : le signal-prix envoyé aux ménages et aux entreprises reste que l’électricité est plus taxée que le gaz, avec un écart encore plus grand relativement aux émissions carbone d’un kilowattheure de ces deux énergies.

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Depuis le 1ᵉʳ janvier, les compétences sur l’ensemble des ressources minières, y compris non énergétiques, sont passées du côté de la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC). L’État acte l’importance des métaux et minerais dans la transition énergétique.

C’est un décret et un arrêté publiés au Journal officiel le 1ᵉʳ janvier qui font déménager le bureau des ressources minérales non énergétiques de la Direction générale de l’aménagement, du logement et de la nature (DGALN) au sein de la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), dix-huit ans après leur séparation.

Jusqu’ici éclatée entre plusieurs administrations, la politique minière française se retrouve désormais dans une même direction, déjà en charge de l’énergie et du climat. Concrètement, les équipes concernées de la DGALN ont intégré une nouvelle entité baptisée « sous-direction de la sécurité d’approvisionnement et des ressources énergétiques et minérales » à la DGEC. Elle s’occupait et s’occupera par exemple de l’uranium, de lithium, de cuivre et des terres rares.

Les métaux, artères de l’énergie

« Ce regroupement vise notamment à aligner la politique minière avec les objectifs de transition énergétique, de décarbonation et de planification industrielle » a souligné Alexandre Chevallier sur LinkedIn, sous-directeur de ce bureau. Toutes les technologies énergétiques sont liées à l’extraction minière (les batteries, les réseaux électriques, éoliennes ou panneaux photovoltaïques), c’est un enjeu énergétique, climatique et géopolitique.

Alors que la France cherche, avec un inventaire de son sous-sol, à extraire une partie de ses propres métaux, et que l’UE cherche à limiter la trop grande dépendance vis-à-vis de certains pays, dans la Critical Materials Act, l’enjeu de souveraineté n’a jamais été aussi présent. Si cela peut paraître symbolique, ce n’est qu’un changement de direction, mais ce déménagement témoigne de la course aux métaux mondiale. Les déclarations de Donald Trump sur le Groenland et son annexion en disent long sur leur géopolitique.

L’article Pourquoi les ressources minières relèvent désormais de la Direction générale de l’énergie et du climat ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le 6 janvier dernier, le tribunal correctionnel de Valenciennes a jugé ce qu’on pourrait appeler une délinquance électrique. Un homme y était jugé pour avoir organisé un réseau de fraude au compteur Linky, installant des dérivations illégales – appelées shunts – permettant de réduire de près de 70 % les factures d’électricité de ses clients contre rémunération.

Cet homme est jugé pour au total 77 faits commis entre 2023 et 2024. Des dizaines de milliers d’euros détournés et un préjudice pour Enedis de près de 47 000 € sur cette seule affaire. L’histoire s’est passée dans le Nord mais en réalité cela touche toute la France. Selon les chiffres d’Enedis, la fraude coûterait entre 250 et 275 millions d’euros par an, soit 8 € par an pour chaque ménage français. Et comme le financement d’Enedis repose sur la facture des consommateurs, la fraude est directement répercutée via le tarif d’acheminement de l’électricité (TURPE).

Si les délinquants parviennent à magouiller les compteurs, ils exploitent une faille technologique : le compteur communicant Linky, pensé pour assurer un relevé précis, est détourné par des systèmes artisanaux qui court-circuitent ses mesures. Contourner le compteur pour qu’il ne compte pas totalement les consommations réelles, justement.

0,27 % des compteurs Linky seraient trafiqués

Le cas jugé à Valenciennes n’est pas le seul : en Gironde, un ancien salarié d’Enedis a été identifié comme auteur de 374 fraudes, avec les mêmes dérivations illégales sur des compteurs pour un préjudice estimé à plus d’un million d’euros. Des restaurateurs parisiens ont aussi été surpris, leurs installations modifiées permettant de masquer une large part de leur consommation électrique. Un vol opportun financièrement mais très dangereux électriquement.

Le distributeur français d’électricité utilise ses outils de détection en exploitant la télérelève et l’analyse des flux par exemple. Enedis dit avoir déjà doublé ses effectifs dédiés à la traque des fraudeurs d’ici 2026 et se porte partie civile dans les procédures judiciaires. Enedis a lancé le contrôle de centaines de compteurs sur tout le territoire. Plus de 100 000 compteurs Linky trafiqués ont été identifiés ces dernières années, alors que le parc installé n’est que de 37 millions d’appareils.

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Un milliard : c’est la folle somme que la Belgique va donner à ses industries électrointensives pour soulager leur facture d’électricité. En réalité, l’Allemagne a déjà annoncé pareil soutien et la France le fait déjà, c’est un rééquilibrage permis grâce au dispositif Cisaf.

L’écart de compétitivité énergétique qui pénalise les industries électro-intensives, c’est le mantra des ministres de l’Énergie lorsqu’ils comparent les prix de l’électricité et du gaz avec leurs voisins.

Le 23 décembre sur son blog, le ministre fédéral belge de l’Énergie, Mathieu Bihet, a annoncé l’adoption par le Conseil des ministres de la « norme énergétique », un plan de 944 millions d’euros à dépenser jusqu’en 2029 pour faire baisser la facture d’électricité des entreprises les plus consommatrices d’énergie. « Les entreprises belges actives dans des secteurs stratégiques supportent actuellement des coûts de l’électricité plus élevés que ceux observés chez nos voisins, comme la France », a souligné le ministre. Chimie, sidérurgie, papier (des secteurs électrointensifs et polluants) sont dans le viseur de cette aide.

C’est un dispositif à deux bras. D’une part, une réduction des tarifs de transport de l’électricité et d’autre part, des aides d’État ciblées rendues possibles par l’évolution du cadre européen (Cisaf). Depuis juin, la Commission européenne autorise les États membres à accorder aux entreprises électro-intensives des réductions pouvant aller jusqu’à 50 % de leur facture d’électricité, à condition qu’elles s’accompagnent d’engagements en matière de décarbonation, d’efficacité énergétique ou de flexibilité de la demande.

Les électrointensifs voisins bénéficient de telles mesures de la part de leur gouvernement

Pour le ministre belge, il vient là corriger un « désavantage » concurrentiel vis-à-vis de pays ayant déjà mis en place des mécanismes de soutien similaires. Il pense à la France mais son autre voisin, Berlin, a adressé un gros chèque à ses industries électro-intensives, confrontées à des prix de l’électricité parmi les plus élevés d’Europe après la crise énergétique.

Le gouvernement allemand a notamment acté le principe d’un prix autour de 5 centimes d’euro par kilowattheure, pour plusieurs années et pour ces mêmes secteurs.

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D’anciens réacteurs nucléaires militaires américains pourraient être utilisés pour alimenter des data centers. Leur soif d’électricité est sans limite : ils recourent à toutes les solutions d’alimentation stable, fiable, presque à n’importe quel prix.

Aux États‑Unis, un projet prévoit de reconvertir d’anciens réacteurs nucléaires de la marine américaine pour alimenter des data centers. Un développeur énergétique texan envisage de réutiliser des réacteurs qui ne sont plus en service, après avoir propulsé des sous‑marins et porte‑avions, pour produire entre 450 et 520 mégawatts (MW) d’électricité et alimenter ces gloutons.

Fiables dans toutes les conditions, ces réacteurs pourraient fournir une puissance stable 24 heures sur 24. L’idée, rapportée par BFMTV, paraît saugrenue mais, remise dans son contexte, peut être analysée de la manière suivante.

De l’électricité en quantité et fiable

Nous avons parlé, sur Révolution Énergétique, de l’utilisation de turbines d’avion détournées pour générer de l’électricité ou de les mettre à l’eau pour refroidir les serveurs et réduire leur consommation liée à cette régulation de température. Google va même rouvrir une centrale nucléaire fermée depuis 2020.

L’enjeu, c’est de répondre à leur appétit électrique, en quantité et ce, de manière fiable. Des projets, comme celui qui prévoit l’installation d’un centre de données sur une ancienne centrale au fioul désaffectée, montrent que la réutilisation d’infrastructures existantes est une manière de sécuriser le raccordement. Leur consommation devrait croître exponentiellement. Le think tank Shift Project estime qu’elle sera multipliée par trois d’ici à 2030 en comparaison avec 2023.

Thomas Veyrenc, membre du directoire de RTE, tenait toutefois à nuancer les nombreux raccordements demandés, qui ne reflètent pas toujours la réalité. Il soulignait aussi que les centres de données actuellement raccordés en France consomment seulement 5 TWh, soit environ 20 % de la capacité réseau qui leur a été attribuée.

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L’État publie le premier appel d’offres hydrogène avec plusieurs années de retard. Il vise à soutenir la production d’hydrogène décarboné dans l’Hexagone.

Le 29 décembre, Bercy a publié le cahier des charges du premier appel d’offres national destiné à soutenir la production d’hydrogène décarboné par électrolyse. Piloté par la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) et opéré par l’Ademe, le dispositif accompagnera sur quinze ans le développement d’une offre d’hydrogène décarboné destinée aux usages industriels.

Atteindre 1 GW d’électrolyse en France

L’objectif est de faire émerger 1 gigawatt (GW) de capacités d’électrolyse en France. Une première puissance de 200 MW est concernée par cet appel d’offres, pour lequel dix projets ont déjà été présélectionnés à l’issue d’un dialogue concurrentiel engagé fin 2024. Les présélectionnés s’adressent à la sidérurgie, la chimie ou la production d’engrais, hors raffinage, est précisé dans le communiqué de presse.

Le soutien est une aide proportionnelle aux volumes produits, afin de rendre l’hydrogène décarboné compétitif face à l’hydrogène fossile. Le soutien pourra aller jusqu’à 4 euros par kilogramme d’H₂ produit. Les projets seront de l’électrolyse de l’eau à partir d’électricité renouvelable ou bas carbone, nucléaire compris.

Les présélectionnés devront respecter certains critères. La part des composants d’électrolyseurs provenant d’un « pays prépondérant » (la Chine dans le viseur) doit être limitée à 25 % et les installations devront être capables de réduire leur production en cas de tension sur le réseau électrique. La flexibilité que les électrolyseurs peuvent offrir au réseau est gigantesque. Les offres finales devront être déposées avant le 27 février 2026 pour une désignation des lauréats attendue mi-2026.

La filière a besoin de cet appel d’offres

Ce premier appel d’offres arrive dans un contexte délicat pour la filière, c’est peu dire qu’il était attendu. Après une phase d’euphorie au début des années 2020, plusieurs projets ont été ralentis ou abandonnés sur fond de coûts élevés et de débouchés encore incertains. 

Son périmètre est aussi un changement de cap. Alors que les premières politiques publiques misaient largement sur la mobilité hydrogène, absente du périmètre de l’appel d’offres à l’exception des carburants durables pour l’aérien, l’État se focalise désormais sur les usages industriels les plus difficiles à décarboner. Un recentrage du périmètre qui fait écho aux critiques de la Cour des comptes sur lesquelles nous écrivions. Dans un rapport publié à l’automne, les sages jugeaient la stratégie hydrogène française trop dispersée et appelaient à cibler prioritairement les usages où l’hydrogène est réellement pertinent.

Avec ce premier appel d’offres, le gouvernement recentre la stratégie française sur l’industrie et sur les volumes pour obtenir un H2 décarboné alors que la filière de la production et de vecteurs de stockage est elle aussi en difficulté.

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Le froid qui touche l’Hexagone depuis plusieurs jours produit quelques effets sur le réseau électrique. Ainsi, le 6 janvier à 10h15, entre dans l’histoire des consommations les plus élevées : un pic à 90 232 mégawatts (MW) a été atteint et un plafond vieux de 2018 tombe, mais pas le record absolu de 2012 à plus de 100 GW.

Les prévisions du gestionnaire du réseau électrique RTE ont bien du mal à suivre la consommation en cette période froide, sous les normales de saison. Lundi 5 janvier, une consommation 3 GW supérieure aux prévisions de la veille, 2 GW par rapport aux prévisions du jour et mardi une consommation qui dépasse la barre des 90 GW.

Capture d’écran du pic de consommation, site Eco2Mix

Une production plus carbonée, importée et chère en cas de pic

Ce n’est pas un record de consommation, ce dernier s’étant établi à 101 867 MW le 12 février 2012, mais un tel niveau n’avait plus été atteint depuis février 2018. Pour répondre à la demande élevée, le réseau appelle ses centrales thermiques, surtout au gaz (8 GW) et au fioul (1 GW), épaulant un nucléaire en forme (49 des 57 réacteurs produisent) et des centrales hydroélectriques en plein turbinage (15 GW). Les interconnexions sont ouvertes pour acheminer près de 8 GW depuis nos voisins vers la France.

Les « services systèmes » ont aussi servi à plein régime. Ils servent à équilibrer consommation et production à des échelles de temps très courtes. Le prix de la réserve secondaire (aFRR) pour le service qu’elle rend s’est envolé : 400 €/MWh à la hausse (production) et 200 €/MWh à la baisse aujourd’hui.

Retour à la normale en fin de semaine

Ces prochains jours, le pic devrait redescendre à des niveaux hivernaux plus ordinaires, avec la remontée des températures. Les pics journaliers devraient s’établir aux alentours de 75 GW.

Une chose à ne pas oublier, même si la consommation électrique est météo-dépendante : une grande part du chauffage est toujours au gaz en France. 127 GW est la puissance record de gaz (depuis quatre ans) atteinte au plus fort de la vague de froid, annonce GRDF.

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Le 1ᵉʳ avril et le 23 octobre 2025, le réseau électrique français a frôlé le blackout. En quelques minutes, la production d’électricité solaire et éolienne a chuté de 10 puis 8 GW, l’équivalent de dix réacteurs nucléaires.

Ce n’est quand même pas un black-out à l’espagnole. Le 28 avril, ce dernier avait privé d’électricité près de 60 % du pays pendant plusieurs heures. En France, le scénario est bien différent car aucune coupure de courant n’a été subie – mais c’est un gros volume des réserves d’équilibrage qui a dû être activé pour pallier au retrait de 10 puis 8 gigawatts (GW) de renouvelables les 1/04 et 23/10.

C’est dans son bilan prévisionnel présenté début décembre que RTE a souhaité montrer la réalité de l’intégration des ENR dans un mix électrique de moins en moins pilotable, modulo les réserves d’équilibrage et l’effort grandissant que les ENR doivent consentir pour être mieux intégrées.

Ces deux jours où la France a frôlé le blackout ont été déclenchés par un signal de prix négatif sur le marché spot. Les centrales photovoltaïques et éoliennes ont alors réduit leur production d’un coup, faisant vaciller la fréquence hors de son équilibre à 50 hertz.

RTE a dû mobiliser en urgence 3 GW de centrales de secours et réduire le pompage des barrages hydrauliques pour maintenir l’équilibre du réseau.

De nouvelles règles en préparation

Pour éviter que ces incidents ne se reproduisent, RTE entend contraindre les énergies renouvelables à participer à l’équilibrage. Le gestionnaire du réseau souhaite que toutes les installations transmettent systématiquement leurs programmations de production afin de mieux équilibrer offre/demande. Les centrales devront également être capables de réduire ou d’arrêter leur production en cas de prix négatifs et ces arrêts seront étalés pour limiter les variations brusques de fréquence.

Au-delà des nouvelles règles d’injection d’électricité, RTE veut que les renouvelables (de plus de 10 MW) rendent des services actifs au réseau. La participation des producteurs au mécanisme d’ajustement sera effective dès 2026 et permettra ainsi de baisser leur production si besoin d’équilibrage à la baisse il y avait.

Des plans blackout existent heureusement

Évidemment, si un blackout survenait en France, RTE dispose de deux dispositifs pour réagir : le plan de sauvegarde, avec des actions manuelles et des délestages ciblés, et le plan de défense, automatique, qui isole les zones à risque pour éviter un effondrement du réseau.

Les centrales nucléaires sont alors protégées dès le début de la crise et restent en veille pour pouvoir redémarrer rapidement. Les lignes très haute tension sont réactivées en priorité et dirigent l’électricité vers les infrastructures essentielles comme les hôpitaux, les pompiers…

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L’État a accordé à la société TBH2 Aquitaine un permis exclusif de recherches de mines d’hydrogène natif et d’hélium entre Béarn et Soule, dans les Pyrénées-Atlantiques.

Dans un arrêté, publié au Journal officiel le 24 décembre, TBH2 Aquitaine se voit confier la vaste tâche d’exploration pour une durée de cinq ans renouvelables entre Béarn et Soule (64). Plus de 500 km² pour trouver l’or blanc dont les formations géologiques de ce coin du sud-ouest d’un grand intérêt énergétique.

Avec l’hydrogène, le quart sud-ouest a déjà de nombreux sites de stockage de gaz, grâce aux cavités salines, exploitées par Storengy.

Déjà le deuxième permis pour cette startup

L’entreprise paloise TBH2, déjà titulaire d’un permis autour de Sauveterre-de-Béarn, engagera dans les prochains mois des travaux de relevés géologiques et géophysiques pour mieux caractériser le sous-sol. Les éventuels forages ne sont pas pour tout de suite.

37 communes sont concernées, parmi lesquelles Arette, Oloron-Sainte-Marie, Mauléon-Licharre ou encore Tardets-Sorholus. Auprès de ces dernières, TBH2 assure travailler à l’information des habitants à travers des réunions publiques et des échanges avec les élus.

Ce permis d’exploration d’hydrogène naturel est déjà le troisième dans le coin. Après l’attribution du premier permis à cette startup puis d’un deuxième, le « Grand Rieu » mené par 45-8 Energy et Storengy sur 266 km², les explorations vont bon train.

L’hydrogène dit « natif » ou « blanc » se trouve naturellement dans certains sous-sols, souvent associé à de l’hélium, c’est pourquoi le permis de recherche est double.

Il en faudra des quantités considérables pour décarboner le transport, certains procédés industriels très émetteurs de gaz à effet de serre…

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Le français Framatome prévoit de produire du combustible nucléaire en Allemagne avec l’appui d’une filiale russe de Rosatom. Aussi contre-nature que cela puisse paraître, c’est pour se mieux se défaire de la Russie.

La filiale d’EDF en charge de la conception de chaudières nucléaires et l’assemblage de combustibles, Framatome, s’apprête à lancer, sur le site de Lingen en Basse-Saxe, une alliance contre-nature, par temps de guerre en Ukraine.

Avec la filiale russe TVEL du groupe Rosatom, ils lancent une production de combustible nucléaire destinée à des réacteurs de conception russe encore exploités en Europe.

Pourquoi ne savons-nous pas produire ce combustible ? Les réacteurs de type VVER 440 et les VVER 1000, utilisés notamment en Hongrie, en Slovaquie, en Bulgarie ou en République tchèque sont de fabrication russe.

Alors qu’il n’y a, aujourd’hui, pas d’alternative à la Russie, ces installations restent aujourd’hui largement dépendantes de combustibles qu’elle fournit.

Des critiques en Allemagne

C’est peu de dire que cette alliance est critiquée outre-Rhin. L’Allemagne a définitivement arrêté ses derniers réacteurs nucléaires en 2023.

Des responsables politiques et des ONG dénoncent une contradiction avec la ligne européenne visant à réduire les dépendances énergétiques, les ingérences étrangères et augmenter la souveraineté industrielle vis-à-vis de Moscou depuis l’invasion de l’Ukraine.

Framatome assure que la participation russe sera strictement limitée à un transfert de savoir-faire et à la fourniture de certains composants sans présence permanente de personnel de TVEL sur le site de Lingen. L’industriel présente cette coopération comme une étape transitoire, destinée à sécuriser l’approvisionnement à court terme avant le développement de combustibles dits souverains, conçus et produits intégralement en Europe.

La filiale Russe Rosatom n’est toujours pas visée par des sanctions européennes sur le nucléaire civil.

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