La troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3), soumise à consultation publique jusqu’au 5 avril 2025, définit les orientations énergétiques françaises pour la période 2025-2035. Ses objectifs ont été revus à la baisse par rapport à la précédente copie.

La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) s’inscrit dans la continuité de la Stratégie française pour l’énergie et le climat (SFEC) et accompagne la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et le Plan national d’adaptation au changement climatique (PNACC 3). Elle fixe les objectifs de déploiement d’énergie à horizon 2035. Le gouvernement prévoit d’adopter la PPE 3 par décret, sans actualisation législative des objectifs énergétiques nationaux, ce qui interroge sur sa solidité juridique. Le Haut Conseil pour le Climat a notamment recommandé de rétablir la cohérence entre la PPE et le cadre législatif national.

Photovoltaïque, un recul des ambitions

Le projet initial de novembre 2024 fixait un objectif de 54 à 60 GW de puissance solaire installée en 2030. Le 7 mars, la PPE 3 mise en consultation fixe finalement 54 GW et jusqu’à 90 GW à 2035. En revanche, la prévision de production d’électricité d’origine photovoltaïque (PV) en térawattheures (TWh) reste quasiment stable malgré la baisse des objectifs d’installation. Il est donc prévu une augmentation du facteur de charge.

L’objectif solaire est désormais réparti par type d’installation : 41 % pour les petites et moyennes toitures, 5 % pour les petites installations au sol, et 54 % pour les grandes installations, dont 38 % au sol et 16 % en toiture. L’un des axes forts de la PPE 3 est le développement d’une filière industrielle du solaire en France. L’objectif est de produire jusqu’à 10 GW de composants photovoltaïques d’ici 2035, incluant le silicium, les lingots et wafers, ainsi que les cellules et modules. L’agrivoltaïsme ne fait l’objet d’aucun objectif chiffré spécifique, bien qu’il soit mentionné dans les soutiens PV sol et PV bâtiment via des appels d’offres.

L’éolien en mer progresse

L’objectif pour l’éolien terrestre est maintenu entre 40 et 45 GW d’ici 2035. L’éolien en mer, en revanche, affiche des ambitions revues à la hausse avec un objectif de 18 GW installés en 2035. Le gouvernement prévoit des appels d’offres réguliers pour atteindre ce but. Les objectifs de production d’hydrogène baissent à 4,5 GW à 2030 et 8 GW à 2035.

Un flou persistant sur le soutien public et la décarbonation du mix

La PPE 3 reste vague sur l’avenir des dispositifs de soutien aux énergies renouvelables. Aucune garantie n’est apportée sur les tarifs d’achat et les mécanismes d’aide. Le Conseil supérieur de l’énergie a récemment plaidé pour un maintien des dispositifs actuels, notamment pour les petites installations photovoltaïques, alors que le gouvernement souhaite le revoir à la baisse.

Le gouvernement ne s’engage plus à ne pas construire de nouvelles centrales électriques à partir de fossiles, même si l’objectif d’arrêter la production d’électricité à partir du charbon est toujours maintenu pour 2027. La centrale de Saint-Avold a, par exemple, été récemment reconvertie au gaz et au biogaz. Quant aux objectifs annuels d’économie d’énergie, ils sont aussi revus à la baisse, via les certificats CEE, pour s’établir entre 825 TWh/an et 1750 TWh/an.

Une feuille de route très floue

La PPE 3 applique la stratégie des mobilités propres (SDMP) et les objectifs de la SNBC. Elle confirme le plan pour les mobilités actives (+60 % d’infrastructures cyclables) et détaille le fret fluvial. Le texte intègre les avancées sur l’électrification, le ferroviaire et la loi de finances 2025, adaptant malus CO2 et aides aux véhicules propres. Une mesure sur les batteries françaises est ajoutée.

Le Haut conseil pour le climat (HCC) a critiqué la PPE pour ses incohérences avec les objectifs européens et son manque de financements. Il pointe un écart de 150 TWh avec Fit for 55, l’absence de stratégie sur la biomasse et le flou sur la mobilité propre. Le HCC regrette aussi que la PPE 3 n’intègre pas l’aviation et le maritime ni l’impact du climat sur le système énergétique.

La PPE 3 doit encore être soumise à consultation jusqu’au 5 avril puis faire l’objet d’un décret et entrera en vigueur, alors que les précédents objectifs n’ont pas été atteints. Les objectifs de la précédente PPE étaient, en 2023, une puissance solaire atteinte de 19,3 GW contre 20,6 GW visés, et d’éolien terrestre de 21,9 GW au lieu de 24,1 GW notamment.

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Avec 89 térawattheures (TWh) d’exportation d’électricité vers nos voisins européens et 2,5 milliards euros d’investissement, le gestionnaire français du réseau d’électricité voit pourtant son chiffre d’affaires baisser.

Le gestionnaire du réseau électrique français, RTE, a présenté ses résultats annuels de 2024. Dans un contexte de retour à des niveaux de production d’électricité pré-crise et de stabilisation des prix de marché, l’entreprise affiche un chiffre d’affaires de 5,56 milliards d’euros, en recul de 9 % par rapport à 2023. Le résultat net s’élève à 171 millions d’euros, marquant un fort repli comparé à 2023 (417 M€) et 2022 (485 M€).

La production électrique française a atteint 536,5 TWh en 2024, des niveaux similaires à l’avant-crise des prix et du nucléaire. Cette dynamique a favorisé un solde exportateur jamais vu auparavant, de 89 TWh vers les pays voisins. Le prix spot moyen de l’électricité s’est établi autour de 60 €/MWh, stabilisé après les fortes fluctuations des années précédentes.

Un chiffre d’affaires en baisse malgré une consommation en hausse

Les recettes d’accès au réseau – une sorte de péage — portées par une hausse de la consommation industrielle (+3 TWh) ont progressé de 4 %, atteignant 4,2 milliards d’euros. Toutefois, la baisse des écarts de prix entre la France et ses voisins a pesé sur les revenus des interconnexions, en recul de 770 millions d’euros. Les coûts d’exploitation sont restés élevés, notamment en raison du coût des réserves nécessaires au maintien de la fréquence et des achats d’électricité pour compenser les pertes sur le réseau. La consommation a, elle aussi, repris le chemin de la hausse après des années en berne.

RTE a poursuivi une politique d’investissement croissante chaque année, dépassant pour la première fois les 2,5 milliards d’euros (+508 millions d’euros en un an). Cette hausse de 37 % par rapport à 2023 s’inscrit dans une trajectoire de 100 milliards d’euros d’investissement à 2040 pour intégrer les énergies bas-carbone et poursuivre les projets d’interconnexion comme le Celtic Interconnector (avec l’Irlande) et golfe de Gascogne (France et Espagne en 2028).

Hausse de l’endettement

L’augmentation des investissements s’est accompagnée d’une hausse de l’endettement net de 13 %, atteignant 11,75 milliards d’euros. Pour financer ses projets, RTE a levé 2,25 milliards d’euros sur les marchés obligataires, incluant une tranche verte de 750 millions d’euros dédiée aux raccordements d’énergies renouvelables.

Alors que 2024 marquait la fin de la période tarifaire TURPE 6 HTB (2021-2024), RTE a présenté en février 2025 les grandes orientations de son prochain schéma décennal de développement du réseau (SDDR). Ce plan vise à accélérer la transition énergétique, adapter le réseau aux évolutions climatiques et soutenir la réindustrialisation du pays.

Avec une évolution tarifaire validée par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) au 1er février 2025, RTE assure disposer des moyens nécessaires pour poursuivre la modernisation du réseau.

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Pendant des années, les fournisseurs alternatifs d’électricité ont proposé des tarifs plus attractifs qu’EDF, le fournisseur historique. Depuis 2025 et la baisse des tarifs réglementés de vente (TRV) de 15 %, l’offre d’EDF redevient compétitive.

Le recul des prix de l’électricité sur les marchés de gros est l’une des principales explications de l’écart entre les prix proposés par les fournisseurs alternatifs et les TRV d’EDF. Après une année 2022 marquée par une flambée des prix, le retour à la normale a été progressif. La remise en état du parc nucléaire français, une production hydroélectrique record en 2024 et une consommation en baisse ont contribué à la détente des marchés.

Les fournisseurs alternatifs, plus réactifs qu’EDF, car ses TRV sont indexés sur les tarifs des deux années précédentes, ont répercuté rapidement cette baisse sur leurs tarifs dès 2023 et 2024. Certains, comme Mint Énergie, ont même proposé des remises allant jusqu’à 30 % sur le prix du kilowattheure, grâce à des offres groupées. Mais cela semble terminé.

EDF reste dans la course

Jusqu’à récemment, le tarif réglementé d’EDF servait d’amortisseur : il augmentait moins vite en période de crise, mais mettait aussi plus de temps à baisser. En 2025, ce retard a été rattrapé avec une diminution de 15 % appliquée le 1ᵉʳ février, portant la facture moyenne d’un foyer à 1 050 euros par an, contre 1 240 euros auparavant, indique la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Jusqu’à cette date, l’indexation du TRV comprenait l’année 2022, durant laquelle la production était en berne.

Ce repositionnement tarifaire a réduit les écarts avec la concurrence. Les fournisseurs comme TotalEnergies, Vattenfall, Alpiq, Ohm Energy ou encore Labellenergie, qui affichaient en 2024 de grandes réductions, proposent désormais des rabais bien plus modestes, souvent autour de 5 %. D’après François Carlier, délégué général de l’association de consommateurs CLCV interrogé par Le Monde, « nous nous retrouvons en 2025 avec un écart tarifaire classique entre EDF et ses concurrents ».

Attention aux modifications brutales de prix sur les offres de marché

Autre élément à prendre en compte : la stabilité des tarifs. Certaines offres bon marché s’accompagnent de conditions contractuelles qui permettent aux fournisseurs de modifier les prix rapidement. Plusieurs acteurs comme Mint Énergie ou Ohm Énergie ont « écopé d’un carton rouge » du médiateur de l’énergie pour des hausses soudaines dépassant parfois 100 % lors de la crise énergétique.

Comme le rappelle la CLCV auprès du Monde, seule la moitié des foyers a intérêt à faire jouer la concurrence, notamment ceux qui suivent de près l’évolution de leur contrat. Pour éviter les mauvaises surprises, EDF propose aussi des offres de marché, parfois plus avantageuses que celles de ses rivaux.

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À partir de l’automne 2025, les plages d’heures creuses vont changer. La modification, portée par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), vise à mieux aligner la consommation sur les périodes de production les plus abondantes, notamment celles liées aux énergies renouvelables comme le photovoltaïque.

À l’automne 2025, les heures creuses seront partiellement déplacées de la nuit vers l’après-midi. Jusqu’à présent, les heures creuses étaient majoritairement placées la nuit, un choix historiquement lié à la production stable du parc nucléaire français. Mais avec la progression des énergies renouvelables, particulièrement le solaire, cette répartition devient moins pertinente. La production électrique est désormais plus importante en milieu de journée, ce qui incite à réajuster les heures creuses à ces périodes.

Dès novembre 2025, 11 millions de foyers verront leurs plages horaires d’heures creuses évoluer. En saison chaude (du 1ᵉʳ avril au 31 octobre), celles-ci seront majoritairement positionnées entre 11 h et 17 h. Dans le détail, les consommateurs auront toujours un total de huit heures creuses par jour (24 heures), dont au moins cinq heures creuses consécutives la nuit. L’après-midi, elles ne pourront être positionnées que 3 heures maximum. En hiver, ces plages seront adaptées en fonction des besoins du réseau électrique. Cette transition s’étendra progressivement jusqu’en 2027.

De l’intérêt de déplacer sa consommation

Ce changement va modifier les usages domestiques des consommateurs :

• Ceux qui programmaient le lave-vaisselle et le sèche-linge la nuit pour profiter des tarifs réduits auront désormais intérêt à les lancer en milieu de journée, quand le tarif sera plus avantageux. Les nuisances sonores nocturnes sont ainsi évitées.
• Les propriétaires de voiture électrique pourront recharger leur véhicule en début d’après-midi, en plus de la nuit, et gagner ainsi en flexibilité.
• Pour ceux qui sont équipés d’un ballon d’eau chaude : si l’équipement est connecté à un compteur Linky, la reprogrammation sera automatique, lui évitant toute manipulation manuelle.

Les 37,3 millions de foyers déjà équipés d’un compteur Linky bénéficieront immédiatement de cette évolution. En revanche, les 2,1 millions de consommateurs utilisant encore un compteur ancienne génération pourront se voir facturer un surcoût de 6,48 € tous les deux mois s’ils refusent le passage au compteur évolué.

Pourquoi cette évolution ?

L’objectif de la CRE est double :

• Encourager une consommation pour éviter les pics de demande (à la clé le déplacement de 7 gigawatts de pointe) et favoriser l’utilisation de l’électricité solaire au moment où elle est produite en abondance.
• Réduire les prix négatifs de l’électricité, qui surviennent lorsque la production est trop importante par rapport à la demande.

À terme, la nouvelle répartition des heures creuses pourrait être étendue à dix heures par jour en été, offrant encore plus de flexibilité aux consommateurs.

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C’est le troisième grand plan d’électrification de la France, après celui d’après-guerre et le plan Messmer, consacré à la mise en place d’un parc nucléaire dans les années 1970. Le gestionnaire du réseau électrique, RTE, sort les grands moyens pour moderniser le réseau électrique de la France, et ainsi permettre une réindustrialisation décarbonée.

RTE vient de dévoiler son plan de développement du réseau électrique français à haute tension. Ce schéma directeur de développement des réseaux (SDDR) est censé permettre à la France de faire face aux enjeux de décarbonation et de réindustrialisation du pays d’ici 2050. Le président du directoire de RTE, Xavier Piechaczyk, indique que ce plan va se reposer sur les atouts actuels du réseau, comme un niveau de congestion relativement faible, et une bonne résistance aux aléas climatiques. Celui-ci avait été largement renforcé après la tempête de 1999.

D’ici 2040, RTE compte renouveler près de 23 500 km de lignes à haute tension, et plus de 85 000 pylônes. Selon le gestionnaire de réseau, ce renouvellement devra être accompagné d’un renforcement des lignes, pour prendre en compte l’utilisation accrue d’électricité dans les décennies à venir et anticiper les futurs risques de congestion, notamment sur l’axe nord/sud. RTE rappelle d’ailleurs qu’en 2050, l’électricité devrait correspondre à la moitié des besoins énergétiques du pays, contre un peu plus de 25 % aujourd’hui.

Le SDDR confirme également les investissements prévus pour les laboratoires de la décarbonation industrielle que sont Dunkerque, le Havre ou Fos-sur-Mer. D’autres zones pourraient être concernées à partir de 2029, comme Saint-Avold, la Vallée de la Chimie à Lyon ou encore l’estuaire de la Loire.

Répondre à des enjeux multiples

Le réseau électrique se trouve au cœur d’enjeux très importants pour l’avenir du pays. Il devra permettre une intégration des futurs EPR, mais également des 18 GW d’éolien offshore qui devraient être déployés d’ici 2035. La mise en place d’un réseau en toile d’araignée devrait permettre de distribuer cette production concentrée à l’ouest du pays vers les secteurs industriels plutôt situés à l’est, ainsi que vers le reste de l’Europe. En parallèle, le réseau devra être adapté au changement climatique, notamment pour résister aux fortes chaleurs ou aux crues centennales.

Au total, ces 100 milliards d’euros répartis sur 16 ans correspondent à environ 6,25 milliards d’euros par an. C’est 4 fois plus élevé que ce qui avait été prévu lors du plan d’investissement décennal de 2014 ! Néanmoins, RTE précise que le montant reste bien inférieur à ses homologues européens. L’Allemagne a, en effet, prévu 250 milliards d’euros d’ici 2037 pour mettre à niveau son réseau électrique, tandis que le Royaume-Uni a fléché 150 milliards d’euros. Pour réduire l’enveloppe, RTE compte privilégier l’économie circulaire, et maintenir le maximum de lignes aériennes existantes tout en minimisant l’ajout de nouvelles lignes.

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Le changement climatique et l’évolution de la population vont redessiner les besoins énergétiques en France au cours du XXIe siècle. Une étude récente publiée dans Climate Services montre comment la baisse de la demande en chauffage compensera l’augmentation de la climatisation.

Une étude menée par le laboratoire de météorologie dynamique de l’école polytechnique, l’école des Ponts Paris Tech et Saint-Gobain, s’est intéressée à l’impact de l’évolution de la démographie et du changement climatique sur la demande en climatisation, qui devrait fortement augmenter, dont la hausse sera plus que compensée par la diminution des besoins en chauffage. Actuellement, le secteur résidentiel en France consomme environ 487 TWh d’énergie par an, représentant près de 49 % de la consommation énergétique nationale.

Le chauffage consomme davantage que la climatisation

Pour déterminer l’impact de la climatisation et du chauffage et le coupler au changement climatique, les auteurs de l’étude ont créé les Heating degree-days (HDD) et Cooling degree-day (CDD). Le HDD (chauffage) est calculé de la manière suivante : en 2020, les chercheurs ont regardé chaque jour de combien la température était inférieure à 18 °C. Le HDD valait environ 2 300 °C. Suivant le scénario de changement climatique, il s’établira aux alentours de 2 000 °C en 2100, car la température s’élèvera et il y aura moins besoin de chauffage. Le raisonnement est le même pour les CDD (climatisation) : c’est la somme des déviations journalières de température par rapport à 22 °C.

Les projections jusqu’en 2100, basées sur les scénarios climatiques du programme EURO-CORDEX, ont montré que les HDD baisseront au moins de 28 % tandis que les CDD tripleront, voire quadrupleront à horizon 2100. Mais le chauffage est tel, aujourd’hui, que la consommation de la climatisation ne devrait pas surpasser la baisse du chauffage.

Cette augmentation des degrés-jours de refroidissement concerne particulièrement le sud de la France et les zones urbaines densément peuplées. Montpellier, Toulouse et Marseille, déjà exposées à des vagues de chaleur plus fréquentes, verront leur consommation électrique pour la climatisation augmenter significativement. En revanche, des régions comme la Bretagne et le littoral de la Manche seront moins affectées. L’évolution sera donc disparate et remodèlera la consommation énergétique.

Démographie et consommation d’électricité

L’étude ne s’est pas arrêtée au constat de l’impact du changement climatique sur la consommation électrique de la climatisation et du chauffage. Elle a obtenu le résultat suivant : la croissance démographique pèse autant que le réchauffement climatique sur la demande énergétique. La population française, actuellement de 68 millions d’habitants, pourrait atteindre 74 millions d’ici 2050 avant de se stabiliser. Dans certains départements comme l’Hérault (+60 % de population d’ici 2100), l’augmentation de la consommation électrique sera davantage due à la hausse du nombre d’habitants qu’à l’augmentation des températures.

Inversement, des départements comme le Pas-de-Calais, où la population diminue (-13 % prévu d’ici 2100), connaîtront une baisse plus marquée de leur consommation d’électricité pour le chauffage. Ces tendances montrent qu’une stratégie nationale unique ne sera pas efficace : il faudra adapter les politiques énergétiques aux spécificités locales où l’augmentation de la population et le changement climatique seront l’un ou l’autre principal responsable de l’augmentation de la consommation du chauffage et de la climatisation.

La nécessaire adaptation des politiques publiques

L’étude suggère que les mesures d’efficacité énergétique (isolation des bâtiments, optimisation des systèmes de chauffage et de refroidissement) seront essentielles pour limiter l’impact de la hausse des températures. Mais elles devront être complétées par des stratégies de gestion de la demande énergétique, notamment dans les zones où la croissance démographique est la principale cause de l’augmentation de la consommation.

Enfin, l’étude souligne l’importance d’intégrer les migrations internes liées au climat dans les projections énergétiques. Un scénario testé montre que si une partie des habitants des zones les plus chaudes migre vers des régions plus clémentes, cela pourrait modifier sensiblement la répartition de la consommation électrique en France.

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Les interconnexions électriques entre la France et l’Espagne devraient atteindre près de 5 GW à partir de 2028, avec la mise en service d’une nouvelle liaison à très haute tension. Face au développement massif du renouvelable, l’intérêt de cette nouvelle ligne est national, et même européen. 

Les équipes de RTE viennent d’entamer un projet de liaison électrique chiffré à plus de 3 milliards d’euros. Ici, il ne s’agit pas de relier un nouveau parc éolien offshore, mais d’améliorer la puissance d’interconnexion entre la France et l’Espagne, qui plafonne à 2 800 MW. Pour cela, le gestionnaire de réseau et son homologue espagnol ont dessiné un tracé de quelque 390 km entre Bordeaux et Bilbao.

Les chiffres de ce projet sont impressionnants : la capacité de cette liaison en 400 kV atteint les 2 200 MW. Principalement sous-marin, le câble électrique devra toutefois faire une incursion dans la terre ferme à cause du Gouf de Capbreton. Créé par l’écartement de deux plaques tectoniques, ce canyon sous-marin, dont la profondeur croît brutalement, aurait été trop difficile à traverser.

Le tracé de la future ligne haute tension France – Espagne / Carte : Openinframap, Révolution Énergétique.

« Faire jouer la solidarité entre les énergies renouvelables des territoires »

On peut néanmoins se demander l’intérêt d’une telle interconnexion entre la France et l’Espagne. Selon RTE, il s’agit là d’une liaison nécessaire pour mieux utiliser l’énergie produite par les énergies renouvelables qui sont présentes de part et d’autres de la frontière. Ainsi, le surplus de production photovoltaïque espagnol pourra contribuer au mix électrique français, tandis que, durant d’autres périodes, c’est plutôt l’éolien français des côtes de la Manche qui pourrait, à son tour, participer au mix électrique espagnol.

L’intérêt est même plus grand, puisque cette interconnexion participe à la création d’un réseau électrique européen, qui permettrait d’optimiser la production renouvelable à l’échelle du continent. D’ailleurs, la Commission Européenne a participé au financement de ce projet à hauteur de 500 millions d’euros.

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En Belgique, des turboréacteurs dérivés de Boeings 707 sont activés en situation d’urgence pour répondre à une demande en électricité dépassant les capacités habituelles.

Fonctionnant généralement au gaz ou au kérosène, les turboréacteurs peuvent démarrer rapidement pour faire décoller un avion, mais aussi… pour produire de l’électricité. Du moins, dans une version spécialement adaptée. Chez nos voisins belges, ce sont des turbines dérivées de celles utilisées pour la propulsion des vieux Boeings 707 qui sont mis à contribution dans certaines situations. Comme on peut s’en douter, leur usage reste coûteux et très polluant, car ils consomment de grandes quantités de carburant. Ces moteurs, peu efficaces, ne sont activés qu’en cas de déséquilibre critique entre l’offre et la demande d’électricité. Matthias Detremmerie, cofondateur du fournisseur belge Elindus, justifie leur utilisation auprès de Belga : « la situation doit déjà être très grave, avec des prix de déséquilibre de l’ordre de 1 000 euros par mégawattheure (€/MWh), voire plus chers ».

En 2025, ces turbines à réaction ont déjà été mises en marche à plusieurs reprises. Le 14 janvier, lors d’une chute de neige, et à nouveau récemment à la suite de l’arrêt imprévu du réacteur nucléaire de Tihange 1. Cette panne a entraîné des prix records, atteignant jusqu’à 2 450 €/MWh, forçant l’activation des turboréacteurs pour éviter une défaillance du réseau.

Augmenter le stockage d’énergie pour éviter d’allumer les réacteurs

L’activation de ces moteurs révèle les défis auxquels fait face le système énergétique belge. En janvier, les conditions climatiques ont été particulièrement défavorables à la production d’énergies renouvelables. Malgré la demande croissante en électricité, l’éolien et le solaire n’ont presque rien produit pendant cette période, laissant le pays dépendant de ses capacités conventionnelles, déjà utilisées à plein régime.

Cette situation montre que le réseau belge doit gagner en flexibilité. Notamment en investissant dans des solutions de stockage et des interconnexions, et en engagent les citoyens belges vers une consommation plus flexible. Comme nous le notions dans un précédent article, la production française vole parfois au secours du réseau belge. Si les turboréacteurs remplissent leur rôle d’ultime rempart contre une panne généralisée, leur coût environnemental et financier les rend clairement insoutenables à long terme.

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Recul des fossiles dans la production d’électricité et progression des renouvelables : Montel dresse le bilan 2024 du marché européen de l’électricité.

Un rapport publié par Montel dresse le bilan 2024 du marché européen de l’électricité. Les faits saillants sur la demande et les heures à prix négatifs, par exemple, y sont relevés et la part belle est donnée aux énergies renouvelables. Leur part dans la production totale d’électricité a dépassé pour la première fois les 50 %, atteignant 1 267,8 térawattheures (TWh).

Malgré une légère diminution en volume par rapport à 2023, les énergies renouvelables ont établi un nouveau record en proportion de la production totale. L’hydroélectricité (19 %) et l’énergie éolienne (18,5 %) ont été les principales contributrices, tandis que le solaire a poursuivi son essor, atteignant 9,2 %. La bonne nouvelle est que cette progression s’est opérée au détriment des combustibles fossiles, dont la part est tombée à 24,9 %, contre 37,1 % en 2015. La production à base de charbon et de lignite, en particulier, a chuté de 55 % depuis 2015.

Une demande en berne

La chute de la demande explique en partie la progression des renouvelables. En 2024, la demande totale a atteint son plus bas niveau depuis plusieurs années, à 2 678 TWh, soit une baisse de 7,7 % par rapport à 2023. L’Allemagne, premier consommateur de gaz en Europe, a vu sa demande industrielle reculer en raison d’un ralentissement économique pour la deuxième année consécutive. À cela s’ajoute la montée en puissance de l’autoconsommation photovoltaïque, qui a réduit la consommation des ménages sur le réseau.

Après des années marquées par des problèmes techniques, la filière nucléaire française a fait un retour remarqué. Avec une capacité disponible atteignant 57 gigawatts (GW) en décembre 2024, EDF a retrouvé son niveau pré-crise. Elle avait plongé à moins de 30 GW en 2022. La France est redevenue le premier pays exportateur d’électricité en Europe, avec 89 TWh exportés, un record depuis 2002. Fait notable, la production nucléaire réelle décroche de plus en plus de sa disponibilité totale : il module de plus en plus sa production pour s’adapter aux prix de marché, les renouvelables étant souvent prioritaires.

Augmentation des heures à prix négatif

En 2024, les marchés européens ont enregistré un nombre record d’heures à prix négatifs, une tendance qui montre qu’intégrer les énergies renouvelables sans flexibilité est un leurre. La Finlande (721 heures) s’est distinguée en tête du classement, dépassant la Suède (660), l’Allemagne (450) et les Pays-Bas (375). Cette situation s’explique par une forte production éolienne couplée à des interconnexions limitées avec les pays voisins, notamment l’Estonie et la Suède. La France en a compté 350.

En Allemagne et aux Pays-Bas, ces épisodes sont principalement attribués à l’essor des installations solaires, particulièrement dans le résidentiel. Pendant les heures de pic solaire, les importations et la production à base de combustibles fossiles se réduisent drastiquement, creusant l’écart entre les heures creuses et pleines.

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Il ne reste plus qu’aux ministères de trancher. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a fait ses devoirs, et vient de transmettre ses recommandations au gouvernement sur la baisse des Tarifs réglementés de vente de l’électricité. La CRE propose ainsi une baisse des prix, mais pas seulement. Voici à quoi pourrait ressembler le tarif Bleu d’ici quelques jours.

À quelques jours de la désormais certaine baisse du tarif de l’électricité, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient de livrer ses recommandations aux ministères de l’Économie et de l’énergie. Le prix a été calculé par une technique d’empilement des coûts, à savoir :

• Le prix de l’approvisionnement en électricité,
• Le Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE),
• Les diverses taxes comme la TVA, la CTA et surtout l’accise.

La mise à jour du 1ᵉʳ février 2025 devrait considérer une baisse du prix de l’approvisionnement en électricité, mais également une hausse de la TURPE et de l’accise. La TURPE devait initialement être augmentée de 10 % en août prochain. Mais pour éviter de trop régulières variations du tarif d’électricité, la CRE a décidé d’avancer cette hausse de 6 mois. En parallèle, l’accise, anciennement appelée Contribution au service public de l’électricité (CSPE), devrait passer de 32 €/MWh à 33,70 €/MWh.

Au total, malgré ces hausses, les TRVE devraient donc bel et bien baisser d’environ 15 %. Selon la CRE, le prix moyen au MWh devrait passer de 281 € à 239 €, soit une baisse de 42 €/MWh.

Les tarifs possibles du TRV au 01/02/2025.

La baisse des prix ne concernera pas tout le monde

Si cette nouvelle devrait ravir tous ceux qui bénéficient d’un contrat indexé sur les TRVE, toutes les personnes bénéficiant d’un contrat en offre de marché ne devraient pas voir de différence. Les clients en offres de marché ont, la plupart du temps, déjà bénéficié de la baisse des prix de l’électricité depuis plusieurs mois.

Enfin, les clients de l’option Tempo ne devraient quasiment pas constater de différence significative non plus, à l’exception de la tranche d’heures creuses jour rouge. En effet, la CRE indique que le niveau des TRVE Tempo est trop éloigné des coûts obtenus par empilement (prix d’approvisionnement, TURPE et taxes). En conséquence, son tarif devrait être baissé de seulement 2 %.

La structure des TRVE pourrait également évoluer

La CRE en a d’ailleurs profité pour proposer des évolutions structurelles du TRVE, en particulier pour les puissances importantes, pour les consommateurs résidentiels. Ainsi, à partir de 2026, l’option Base pour les puissances allant de 18 à 36 kVA pourrait tout simplement disparaître au profil de l’option HP/HC. La CRE propose également la mise en extinction progressive de l’option Base pour les puissances comprises entre 9 et 15 kVA. Cela signifie que cette option ne sera plus disponible pour les nouveaux clients, ou lors d’un déménagement.

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Selon un récent rapport de la CREG (régulateur Belge de l’électricité et du gaz) sur les évolutions des marchés de gros de l’électricité et du gaz, il était souvent plus économique, en 2024, d’importer de l’électricité depuis la France que de faire fonctionner les centrales belges au gaz. Cette situation a permis à la Belgique de bénéficier de prix relativement bas, notamment grâce aux importations en provenance de la France.

La Commission de régulation de l’électricité et du gaz (CREG) belge tire le bilan électrique et gazier de 2024. L’impact de la France sur les importations belges et sur les prix a été marqué, relève-t-il.

En 2024, la Belgique a importé 12,5 térawattheures (TWh) nets d’électricité de la France, bien plus que la totalité de son déficit commercial en électricité (10,7 TWh). Après quatre années consécutives d’exportations nettes entre 2019 et 2022, la Belgique est redevenue importatrice nette en 2023 que confirmé par 2024. La mise à l’arrêt des réacteurs nucléaires Doel 3 et Tihange 2 a réduit la production nationale, amplifiant la nécessité de recourir à des importations et sources carbonées.

L’électricité nucléaire française est moins chère

La compétitivité des prix français a permis de faire baisser les prix belges. En 2024, le prix moyen de l’électricité en France s’élevait à 58 euros le mégawattheure (€/MWh), inférieur aux 70,2 €/MWh belges. Cette différence a permis à la Belgique de bénéficier d’une énergie relativement abordable. Cependant, des contraintes sur les interconnexions, particulièrement au printemps, ont limité les flux à certains moments.

L’électricité française, majoritairement produite par des centrales nucléaires et des sources renouvelables, a contribué à stabiliser les prix sur le marché belge. En effet, les périodes d’importations intensives coïncident souvent avec des prix bas en France, ce qui réduit les coûts pour les consommateurs belges. La France a aussi influencé le nombre croissant d’heures avec des prix négatifs en Belgique, passées de 222 en 2023 à 408 en 2024 contre 361 heures en France. Ces épisodes résultent de la surproduction renouvelable, particulièrement solaire, qui provoque des déséquilibres temporaires sur le marché.

Inversion des flux de gaz transitant en Belgique

Outre l’électricité, le rôle de la France dans l’approvisionnement en gaz naturel a été prépondérant en Belgique. Alors qu’habituellement le gaz transite d’est en ouest, depuis les Pays-Bas jusqu’en France, Le Plat Pays a importé 30,8 TWh de gaz via ses interconnexions avec la France. Et ce, pour soutenir les flux européens d’ouest en est pour compenser la baisse des approvisionnements russes. La flexibilité offerte par les infrastructures belges, comme le terminal GNL de Zeebrugge, combinée à la capacité bidirectionnelle des points de connexion transfrontaliers (comme l’interconnexion France-Belgique de Alveringem, a permis d’acheminer et d’inverser les flux de gaz.)

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Les récents évènements qui ont eu lieu en mer Baltique, laissent entrevoir un nouveau point faible de l’Europe : les câbles sous-marins. Plus nombreux que jamais, ces derniers pourraient devenir une cible claire d’actes de guerre hybride. On vous explique. 

La fin de l’année 2024 aura été mouvementée, en mer Baltique. En l’espace de quelques semaines, plusieurs câbles sous-marins ont été sectionnés, et il semble que ce ne soit pas le fruit du hasard. Si les ruptures de ce type de câbles sont relativement fréquentes, les récents événements pourraient être des opérations de sabotage, menées notamment par la flotte fantôme russe. Pour parvenir à endommager et à couper ces câbles sous-marins, les navires civils en question laisseraient tout simplement traîner leur ancre sur des dizaines, voire des centaines de kilomètres.

Néanmoins, la principale cible de ce type d’opération était, jusqu’à présent, les câbles de télécommunication. Mais l’événement du 25 décembre dernier est différent, et laisse entrevoir une vulnérabilité émergente de l’Europe. Ce jour-là, un pétrolier russe, nommé Eagle S, a sectionné le EstLink 2, un câble sous-marin de type HVDC qui permet de transférer jusqu’à 650 MW d’électricité entre la Finlande et l’Estonie. Achevé en 2014, il est essentiel pour permettre à l’Estonie de se détacher du réseau électrique russe pour intégrer celui de l’Europe. Finalement, le Eagle S a été arraisonné avant de pouvoir atteindre le EstLink 1, dont la puissance s’élève à 350 MW.

La réparation de ce type de câble représente des coûts très élevés. Quelques mois auparavant, le EstLink 2 avait déjà subi des dommages, dont les réparations auraient coûté près de 90 millions de dollars. Mais là n’est pas le plus inquiétant. Cet incident met en lumière les risques d’une potentielle guerre hybride, comprenant l’intervention de civils pour mettre à mal les installations électriques européennes. Avec le développement massif des énergies renouvelables sur le vieux continent, les câbles d’interconnexion sous-marins sont désormais très nombreux, et ont un rôle énergétique majeur. Ainsi, des incidents comme celui du EstLink 2 pourraient avoir de graves répercussions pour les pays européens.

Surveiller les fonds marins : enjeu géopolitique majeur

En réaction à cette situation, les membres de l’OTAN qui bordent la Baltique se sont récemment réunis pour mettre en place des stratégies de protection et de surveillance des câbles sous-marins. La Suède vient notamment d’envoyer sur place trois navires de guerre et un Saab ASC890 AWACS, un avion de reconnaissance capable de détecter les éventuelles menaces.

Néanmoins, cette nouvelle vulnérabilité ne devrait que s’amplifier à l’avenir, il va donc falloir trouver des solutions pour y faire face. Pour Cyrille Coutansais, directeur du département recherches du Centre d’études stratégiques de la Marine (CESM), récemment interrogé par nos confrères du Marin, répondre à ces nouveaux enjeux doit se matérialiser par trois axes.

Le premier axe consiste à établir des forces militaires capables de prendre la mesure de ces risques, et de réaliser une surveillance suffisante des zones concernées. Le deuxième point consiste à développer une capacité souveraine à réparer ces câbles, grâce, par exemple, à des équipes dédiées et des navires câbliers. Enfin, toujours selon Cyrille Coutansais, les nouvelles technologies pourraient jouer un rôle important dans la surveillance des câbles sous-marins. La startup nantaise Elwave a notamment mis au point un système de capteurs électromagnétiques novateurs qui pourraient permettre une surveillance plus fine des câbles sous-marins, en étant installés sur des drones dédiés. Une autre startup, appelée Fosina, permet de mieux contrôler des câbles sous-marins grâce à des capteurs directement intégrés à ces câbles.

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Les prix sur le marché de gros de l’électricité a chuté de 16 % dans l’Union européenne (UE) entre 2023 et 2024, porté par la progression des modes de production bas-carbone notamment.

En 2024, les prix de gros de l’électricité dans l’Union européenne ont diminué de manière significative, enregistrant une baisse moyenne de 16 % par rapport à 2023. Ce recul, rapporté par le lobby Eurelectric a porté le prix moyen à 82 euros le mégawattheure (€/MWh) contre 97 €/MWh l’année précédente. Une combinaison de facteurs structurels et conjoncturels explique cette tendance baissière.

Transition énergétique et dynamisme des renouvelables

Les énergies renouvelables ont joué un rôle déterminant dans cette baisse. En 2024, elles ont représenté 48 % de la production d’électricité dans l’Union, dépassant largement les combustibles fossiles (28 %) et le nucléaire (24 %). L’augmentation de la production solaire, éolienne et hydroélectrique, stimulée par des investissements massifs et des conditions météorologiques favorables, a permis de réduire la dépendance aux sources d’énergie coûteuses et polluantes.

Par ailleurs, les prix du gaz naturel ont poursuivi leur décrue, affectant positivement le coût de l’électricité. Cette baisse s’est accompagnée de gains en efficacité et une industrie ralentie. La consommation électrique a progressé de seulement 2 % par rapport à 2023, selon Eurelectric. Cependant, cette hausse reste contenue en raison de la faiblesse de l’activité industrielle dans certains secteurs clés, qui représente plus de 50 % de la baisse de la demande. Si cette tendance a contribué à la baisse des prix, elle souligne également les défis économiques auxquels l’Europe fait face.

Une tendance baissière encore à confirmer

Bien que la baisse des prix de gros soit une bonne nouvelle, plusieurs incertitudes demeurent quant à sa durabilité. Les aléas climatiques, l’évolution des marchés mondiaux de l’énergie et les tensions géopolitiques pourraient rebattre les cartes. Eurelectric rappelle l’importance d’investir dans les infrastructures électriques, comme les réseaux intelligents, pour soutenir une transition énergétique résiliente et efficace.

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Le contrat des canalisations reliant la Russie à l’Europe, traversant l’Ukraine, a pris fin le 31 décembre 2024. C’est un tiers du gaz européen qui y transitait.

Le 31 décembre 2024, le transit du gaz russe via les infrastructures ukrainiennes a pris fin. Un tiers du gaz européen transitait par ce gazoduc. Cette décision, annoncée dès août par le président ukrainien Volodymyr Zelensky, a mis un terme à un contrat quinquennal entre l’entreprise publique ukrainienne Naftogaz et le producteur Gazprom dont l’État Russe est actionnaire majoritaire.

Ce gazoduc, connu sous le nom de Bratstvo (« Fraternité ») avait continué à fonctionner deux ans et dix mois après le début de l’invasion russe en Ukraine. L’arrêt de ce transit, présenté par Kiev comme une riposte à l’agression russe, constitue aussi une perte pour l’Ukraine, qui percevait des droits de transit conséquents.

Le GNL pour compenser

Pour l’Union européenne (UE), la décision n’a pas provoqué de crise immédiate. Lors d’une réunion du « groupe de coordination pour le gaz » début janvier, la Commission européenne a affirmé que l’approvisionnement était sécurisé grâce aux réserves, remplies à 72 %, et aux importations croissantes de gaz naturel liquéfié (GNL)​​. Toutefois, l’Autriche (dépendante à 80 % de ses besoins au gaz russe) et la Slovaquie, encore très dépendantes du gaz russe en 2024, sont plus inquiètes. Le Premier ministre slovaque prorusse Robert Fico a dénoncé une « décision erronée ». Il n’a eu de cesse de rappeler l’augmentation des prix du gaz, qui ont franchi la barre des 50 euros le mégawattheure (€/MWh), un pic haut depuis octobre 2023​​.

L’arrêt du transit ukrainien reflète l’évolution de la stratégie européenne sur le gaz. Depuis 2022, elle s’efforce à réduire sa dépendance au gaz russe, passée de 45 % des importations en 2021 à environ 19 % en 2024. Cette transition s’appuie sur le développement des infrastructures portuaires permettant de réceptionner le GNL et des partenariats avec des pays comme les États-Unis et le Qatar​. Ce mode de transport est, en revanche, plus cher que le gazoduc.

Une fracture européenne

La fin du transit ukrainien souligne aussi les divisions internes à l’UE. Alors que Bruxelles poursuit son objectif de neutralité carbone d’ici 2050, certains États membres, comme la Slovaquie ou la Hongrie, maintiennent des relations étroites avec Moscou pour sécuriser des approvisionnements à moindre coût. Cette dissonance complique l’adoption d’une politique énergétique unifiée​.

En parallèle, la Russie continue d’approvisionner une partie de l’Europe par d’autres canaux, comme TurkStream et le GNL. Cette situation alimente les critiques, notamment sur la persistance des importations malgré les sanctions contre Moscou. Pour Phuc-Vinh Nguyen, expert en énergie à l’Institut Jacques Delors, interviewé par Le Monde, cette dépendance « renvoie aussi l’Europe à une certaine hypocrisie »​.

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