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…

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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).

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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.

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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.

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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. 

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

L’article Pour payer les factures d’électricité de ses gros industriels, la Belgique signe un chèque à 1 milliard d’euros est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

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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.

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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.

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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.

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.

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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.

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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.

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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.

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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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Après plusieurs années de hausse, le gouvernement prévoit que les factures d’électricité des Français resteront stables en 2026 et 2027. Et ce serait grâce à la production nucléaire et renouvelable, encore peu coûteuse, ainsi qu’au remplaçant de l’ARENH, très critiqué, le Versement nucléaire universel (VNU).

Bercy, interrogé par l’AFP, cherche à rassurer à la veille de 2026 : la majorité des ménages ne devrait pas subir d’augmentation des tarifs de l’électricité au cours des deux prochaines années.

Les tarifs réglementés de vente (TRVE), qui concernent environ 19,8 millions d’abonnés, ne devraient pas vraiment évoluer. C’est grâce à des prix de gros relativement faibles, autour de 50 euros le mégawattheure (€/MWh).

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Pas d’inquiétude à avoir sur le VNU, assure Bercy

Le dispositif de l’ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique), en vigueur depuis 2011, prendra fin le 31 décembre 2025. Il obligeait EDF à vendre une partie de sa production nucléaire à 42 €/MWh à ses concurrents afin de stimuler la concurrence et limiter les prix pour les consommateurs.

À la place, le gouvernement met en place le versement nucléaire universel (VNU). Ce mécanisme permettra à EDF de vendre sa production librement sur le marché tout en taxant les revenus excédentaires si les prix dépassent deux seuils avec redistribution aux consommateurs. Pour l’instant, avec des prix de marché inférieurs aux seuils d’activation de la redistribution de la rente nucléaire par le VNU, ce mécanisme ne devrait pas avoir d’impact immédiat sur les factures, maintient Bercy. Les offres de marché hors TRVE pourraient quand même évoluer selon les fournisseurs et les stratégies tarifaires mais la tendance générale reste à la stabilité.

Selon le gouvernement, le nucléaire et les renouvelables représentent aujourd’hui 90 % de la production française. C’est un atout pour protéger les consommateurs des fluctuations des marchés internationaux. La maîtrise du coût de l’électricité est un enjeu pour le gouvernement qui a promis des solutions rapides pour faire baisser les factures.

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Le France et l’Allemagne ont développé l’éolien terrestre là où le vent souffle le plus fort. Quand l’Allemagne connaît des congestions nord sud, la France connaît des projets annulé pour saturation visuelle. Les effets ne sont pas les mêmes chez les deux voisins.

En Allemagne, la concentration régionale de l’éolien terrestre saute aux yeux à la vue des cartes. Quatre Länder du nord (Basse-Saxe, Brandebourg, Schleswig-Holstein et Rhénanie-du-Nord-Westphalie) concentrent 64 % de la capacité installée, pour seulement 35 % de la superficie nationale. Une étude de l’Office franco-allemand pour la transition énergétique (OFATE) est éclairante à cet égard.

Et la dynamique ne s’inverse pas. En 2024, ces mêmes Länders ont accueilli plus de 70 % des nouvelles capacités nettes. Le Schleswig-Holstein dépasse 560 kW installés par kilomètre carré (kW/km²), quand la Bavière reste sous les 38 kW/km².

Pourquoi de telles disparités ? Le nord du pays a des vents forts, de grands terrains disponibles et une faible densité de population. À l’inverse, le sud est plus densément peuplé, moins venté et soumis à des règles d’implantation plus strictes.

L’Allemagne a donc un système déséquilibré géographiquement avec des congestions qui en découlent. La production éolienne se concentre là où la consommation est faible à modérée tandis que les grands pôles industriels se situent au sud.

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Des congestions que l’Allemagne est en train d’atténuer

L’OFATE parle d’une « inadéquation géographique entre production et consommation ». Il était même question de créer deux zones de prix en Allemagne, avec des bénéfices économiques à la clé.
Cette option a toutefois été définitivement écartée par Berlin. Dans un rapport publié le 15 décembre 2025, le gouvernement allemand a confirmé le maintien de la zone de prix germano-luxembourgeoise unique, malgré la recommandation formulée en avril par l’ENTSO-E (association des gestionnaires de réseaux européens) de scinder l’Allemagne en cinq zones tarifaires. Elle doit donc présenter un plan de renforcement des réseaux pour ne pas diviser le pays en deux.

Les chiffres parlent d’eux-mêmes. En 2024, plus de 30 térawattheures ont été concernés par des mesures de redispatching. Ça fait 3 milliards d’euros. Concrètement, des parcs éoliens du nord sont bridés, parfois arrêtés, tandis que des centrales fossiles sont appelées au sud pour compenser les congestions. Les graphiques de l’Agence fédérale des réseaux montrent une explosion de ces volumes depuis 2019. L’éolien, première source d’électricité du pays, devient un facteur de congestion.

Face à cette situation, l’Allemagne avait activé le levier économique. Le modèle du rendement de référence module la rémunération des projets selon la qualité du site. Un parc situé dans une zone peu ventée peut percevoir un tarif jusqu’à deux fois supérieur à celui d’un site très exposé. Un autre levier, plus contraignant, actionné récemment : la loi impose désormais aux Länders de réserver environ 2 % de leur territoire à l’éolien terrestre d’ici 2032. Une manière de rééquilibrer la répartition.

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France : même problème de concentration mais pas les mêmes conséquences

En France, la concentration régionale est aussi inégale que l’Allemagne. Les Hauts-de-France et le Grand Est, qui ne représentent que 16 % de la surface du territoire métropolitain, concentrent la moitié de la puissance éolienne installée. Le sud et l’ouest restent peu équipés (bien que l’offshore viennent partiellement rééquilibrer la balance).

Mais le réseau électrique français n’est pas soumis à de telles congestions car l’éolien ne représente que 8,7 % du mix électrique en 2024.

Le problème est plutôt d’ordre juridique. Depuis le milieu des années 2010, la notion de « saturation visuelle » s’est imposée dans la jurisprudence avant d’entrer dans la loi en 2023. Les services instructeurs évaluent désormais l’« effet d’encerclement » et les « angles de respiration ». En avril 2025, un projet de 63 éoliennes dans les Ardennes a été annulé pour ce motif.

Pour l’OFATE, il ne s’agit pas d’un rejet massif de l’éolien par les populations locales. Les enquêtes d’opinion montrent même une image globalement positive dans les communes qui en ont beaucoup. Nous avions d’ailleurs écrit sur une borne de recharge équipée d’éoliennes, où la mairie, de droite, remarquait l’apport pour la commune bien, qu’idéologiquement, elle préfère le nucléaire.

Désormais, la concentration devient un frein au développement futur avec cette saturation sous l’angle juridique. Le SRADDET vise alors une déconcentration du déploiement qui n’est pas aussi flagrante en Allemagne.

Outre-Rhin, la concentration est avant tout un problème de circulation des électrons, de réseaux et de coûts système. Elle se mesure en térawattheures écrêtés et en milliards d’euros.

En France, elle se traduit par des décisions de justice et des projets annulés. Deux symptômes différents d’un même déséquilibre territorial. D’un côté, une réponse structurée, économique et foncière. De l’autre, une approche plus progressive, fondée sur la planification et l’incitation, sans contrainte nationale équivalente.

 

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Validée le 22 décembre par la Commission européenne au titre des aides d’État, la réforme du mécanisme français de capacité le rend plus centralisé, géré par RTE et les procédures changent. On fait le point.

La Commission européenne a donné son feu vert à la réforme du mécanisme français de capacité (comme c’est le cas sur toute aide d’État). Il entrera en vigueur pour une durée de dix ans à compter de novembre 2026. L’aide avoisinera les 2 milliards d’euros par an pour couvrir les 150 à 200 heures les plus tendues du système électrique, principalement en période hivernale, en rémunérant la disponibilité de capacités de production, de stockage et d’effacement.

Le cœur de la réforme est la centralisation du dispositif. RTE devient acheteur unique de capacité et organise, pour chaque période de livraison, jusqu’à deux enchères de sélection fondées sur une courbe de demande capacitaire. Cette courbe est proposée par RTE dans un rapport de paramétrage et soumise à l’avis de la CRE avant validation ministérielle.

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Les interconnexions sont intégrées

Conformément à la volonté d’interconnexion de la Commission, le mécanisme intègre explicitement les contributions transfrontalières à la sécurité d’approvisionnement. La Belgique pourra notamment participer aux enchères, soit via la certification d’interconnexions, soit via des procédures de participation directe de capacités étrangères, dans la limite de leur contribution effective à la réduction du risque de défaillance du système électrique en France.

La réforme introduit également la possibilité de rémunérations pluriannuelles, jusqu’à quinze ans, pour certaines capacités nouvelles ou faisant l’objet d’investissements significatifs. Cela permet notamment de garantir des revenus à des centrales éjectées de l’ordre de mérite, car leur production coûte cher mais est fiable et l’équilibre économique n’est plus atteint hors marché de capacité. Le devenir, lié à sa participation ou non, de la centrale au charbon de Saint-Avold sera en partie écrit par cette réforme.

Dans son avis d’octobre, la CRE est réservée sur l’intégration d’objectifs spécifiques de développement du stockage et de l’effacement. Selon elle, le recours à des volumes dédiés lors des enchères risque d’altérer la formation du signal prix capacitaire. C’est pourtant une grande source de revenus pour les batteries aujourd’hui.

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Les centres de données américains gourmands en électricité misent sur… des réacteurs d’avion, adaptés en générateurs. Carburant au gaz, cette électricité est très carbonée pour répondre à leur soif sans limite.

La start-up américaine Boom, connue pour son projet d’avion supersonique Overture (qui n’a pas encore volé), se lance sur un autre marché qui n’était pas logique de prime abord. À y regarder de plus près, on comprend mieux pourquoi l’entreprise a levé 300 millions de dollars pour industrialiser Superpower, une turbine à gaz dérivée de son moteur Symphony. Elle alimente directement des centres de données énergivores sans dépendre d’un réseau électrique souvent saturé ou trop lent à se renforcer.

Chaque turbine pourrait fournir 42 mégawatts (MW) d’électricité en continu sans eau de refroidissement, même par fortes chaleurs. En fait, la startup vient répondre à l’explosion de la consommation d’électricité (taille du raccordement, fiabilité de l’alimentation…) causé par l’essor des datacenters. Boom a déjà signé un contrat avec la start-up Crusoe pour la livraison de 29 turbines totalisant 1,2 gigawatts (GW) de puissance sur le projet Stargate d’OpenAI et d’Oracle au Texas. Les premières livraisons sont prévues en 2027.

Boom n’est pas seule sur ce segment. La société ProEnergy reconvertit d’anciens réacteurs d’Airbus A310 ou de Boeing 767 en centrales électriques temporaires capables de produire jusqu’à 48 MW chacune. Une vingtaine de ces turbines issues des avions fonctionnent déjà sur des sites texans.

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Des solutions promises temporaires qui polluent fortement

Ces solutions sont pensées comme transitoires : cinq à sept ans, le temps de raccorder les datacenters au réseau. En partie pour qu’elles soient mieux acceptées et parce que l’électricité peut être plus chère à produire. Si le business est florissant, cette action n’est pas sans conséquence sur les émissions de gaz à effet de serre. Comme le rappelle Jean-Marc Jancovici sur LinkedIn, « tout ce qui peut permettre de les alimenter en électricité est bon à prendre » pour les géants du numérique, quitte à recourir massivement au gaz.

Le problème, souligne-t-il avec les fuites liées à son extraction et à son transport, est que « le gaz est, par unité d’énergie, un peu moins émissif que le charbon mais autant que le pétrole ».

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À partir de 2027, les importateurs européens de gaz, pétrole et charbon devront démontrer que leurs produits respectent les mêmes seuils d’émission de méthane que ceux produits dans l’Union. Le méthane est une bombe à réchauffement climatique.

L’UE exige déjà que les producteurs européens mesurent et limitent les fuites de méthane sur leurs sites. Cela vient du règlement méthane adopté en 2024. Ça, c’est pour les émissions intérieures. Mais pour la première fois à partir de 2027, ces obligations vont s’étendre aux importations. Concrètement, les entreprises devront prouver que le pétrole, le gaz et le charbon qu’elles achètent à l’étranger respectent les normes européennes de contrôle et de réduction du méthane.

À partir de 2028, elles devront aussi déclarer l’intensité méthane totale des volumes importés. Alors pourquoi se focaliser sur l’émission d’un gaz, lors de l’extraction du combustible principal, qui n’est même pas celui qui sera émis lorsqu’il sera brulé à des fins de chauffage ou de production d’électricité ?

Le méthane a un pouvoir réchauffant environ 80 fois plus grand que le CO₂ sur vingt ans. Réduire ses émissions est donc un levier rapide et efficace pour limiter la hausse des températures, d’autant plus que les fuites sont localisées, faciles et peu onéreuses à colmater dans l’extraction, le transport, le stockage et la distribution de combustibles fossiles. Ce sont des bombes climatiques simples à contenir et la contrainte pèse, en réalité, peu sur le prix final du combustible.

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L’extraterritorialité permettra-t-elle de contraindre les producteurs étrangers ?

L’application de ce règlement obligera les importateurs à plus de traçabilité. Les fournisseurs étrangers devront eux-mêmes fournir leurs données sous peine de voir leurs produits exclus du marché européen. Comme pour l’implémentation d’une nouvelle contrainte extraterritoriale (mécanisme d’ajustement carbone aux frontières, émissions pour la fabrication de panneaux solaires…) la Commission européenne propose des flexibilités dans la mise en œuvre comme des certificats de conformité ou le suivi contractuel des émissions.

Peut-être que l’UE arrivera à ordonner aux gros exportateurs (Qatar, États-Unis…) de colmater leurs fuites. Cette réglementation intervient à un moment où l’UE cherche à se passer du gaz russe, à s’approvisionner ailleurs et sous une autre forme (moins de gazoduc, plus de gaz naturel liquéfié) dans un contexte de marché tendu (reprise économique chinoise…).

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