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Face à la croissance rapide des centres de données en Europe, des chercheurs de INESC TEC développent un outil permettant d’identifier les points du réseau électrique capables d’accueillir de nouveaux data centers de grande puissance (500 MW à 1 GW). L’objectif est d’aider les exploitants à choisir leur implantation tout en permettant aux gestionnaires de réseau et aux développeurs d’énergies renouvelables d’anticiper les futurs pôles de consommation.

L’outil combine analyse des capacités des sous-stations et simulation du fonctionnement du réseau afin d’évaluer l’impact réel de ces infrastructures très énergivores. Il doit notamment tenir compte des profils de consommation horaires des data centers. Prévue pour être opérationnelle d’ici 2030, cette solution vise à faciliter la planification conjointe du développement du réseau, des renouvelables et des infrastructures numériques.

Le Conseil supérieur de l’énergie examinera le 26 mars un projet d’arrêté lié au passage du pas de temps de 60 à 15 minutes pour le calcul des prix de marché de référence et des primes associées aux épisodes de prix négatifs.

Le texte prévoit notamment d’introduire un échelonnement des arrêts et redémarrages des parcs de production, afin d’éviter que trop d’installations ne s’arrêtent simultanément lors de prix négatifs, ce qui pourrait créer des déséquilibres sur le réseau. La prime pour prix négatifs ne serait ainsi versée que dans certains cas, notamment lors de quarts d’heure isolés.

La séance du CSE doit également examiner plusieurs fiches de certificats d’économies d’énergie (CEE) concernant la géothermie et les pompes à chaleur collectives.

Malgré les ambitions affichées par la Commission européenne, les communautés énergétiques restent peu développées dans l’Union européenne, selon un rapport publié par la Cour des comptes européenne. Alors que Bruxelles espérait voir émerger au moins une communauté d’énergie renouvelable dans chaque ville de plus de 10 000 habitants d’ici 2025, leur part dans les capacités solaire et éolienne pourrait atteindre seulement 4 % d’ici 2030, bien loin des projections initiales.

Les auditeurs pointent notamment un flou juridique et une transposition incomplète des directives européennes dans plusieurs États membres, ce qui freine le développement de ces structures associant citoyens, collectivités et petites entreprises autour de la production et du partage d’électricité.

La Cour estime pourtant que ces initiatives disposent d’un réel potentiel pour favoriser l’investissement local, l’acceptabilité des projets renouvelables et la lutte contre la précarité énergétique. Elle appelle donc l’UE à clarifier le cadre et les orientations afin d’exploiter pleinement ce modèle.

La Commission européenne a présenté un nouveau paquet de mesures pour accélérer la transition énergétique, avec l’objectif de mieux mobiliser les investisseurs privés. Selon l’exécutif européen, 660 milliards d’euros d’investissements par an seront nécessaires d’ici 2030 pour financer les énergies propres, les réseaux et l’efficacité énergétique.

Pour réduire les risques pesant sur les projets et attirer les capitaux, la Banque européenne d’investissement prévoit plus de 75 milliards d’euros de financements sur trois ans. L’UE envisage également de nouveaux mécanismes financiers, comme la titrisation des revenus des réseaux ou des obligations hybrides pour les acteurs de l’énergie.

La Commission prévoit enfin de lancer en 2026 un Conseil d’investissement pour la transition énergétique, destiné à réunir institutions publiques et investisseurs afin d’aligner les politiques énergétiques européennes avec les besoins de financement du secteur.

L’ADEME estime que la Guadeloupe pourrait atteindre un système électrique largement autonome et fondé sur les énergies renouvelables à l’horizon 2050. Situé en zone non interconnectée, l’archipel doit produire localement toute l’électricité qu’il consomme, ce qui le rend aujourd’hui dépendant des combustibles fossiles importés.

Selon l’étude, le futur mix reposerait principalement sur le solaire photovoltaïque, complété par des sources pilotables comme la géothermie et la biomasse. La géothermie pourrait ainsi fournir entre 75 et 90 MW d’ici 2050, assurant une production stable pour le réseau.

Le développement du stockage et la maîtrise de la demande énergétique seront également déterminants. Les simulations de l’agence montrent qu’un tel système pourrait atteindre environ 87 % d’autonomie énergétique, tout en garantissant la fiabilité de l’approvisionnement électrique.

Les énergies renouvelables électriques auraient rapporté davantage à la collectivité qu’elles ne lui ont coûté, selon une note publiée par le Réseau Action Climat avec l’expert Théo Fiquet. Ce travail, présenté comme une contribution à la mission confiée par l’État à François Levy et Jean‑Denis Tuot, analyse les retombées budgétaires du soutien aux renouvelables.

Entre 2006 et 2024, la filière éolienne aurait ainsi coûté environ 5,6 milliards d’euros de soutien public, mais généré 8,5 milliards d’euros de recettes fiscales et sociales, soit un gain net estimé à 4,3 milliards d’euros pour la collectivité.

Pour le photovoltaïque, l’étude distingue les installations construites avant et après le moratoire de 2011. Les projets antérieurs auraient coûté près de 20 milliards d’euros nets, tandis que ceux développés depuis la réforme du dispositif auraient rapporté 3,4 milliards d’euros nets.

Les auteurs appellent la mission en cours à intégrer l’ensemble des recettes publiques (fiscales, sociales et locales) afin d’évaluer plus précisément l’impact budgétaire réel des énergies renouvelables.

La flambée récente des prix du gaz, liée aux tensions au Moyen-Orient, relance le débat sur la sécurité énergétique en Europe. Sur les réseaux sociaux, la ministre espagnole de la Transition écologique, Sara Aagesen a rappelé la priorité donnée aux « énergies renouvelables et locales » pour réduire la dépendance aux importations.

Le scénario rappelle la crise énergétique de 2022-2023 déclenchée après l’invasion de l’Ukraine. À l’époque, les renouvelables avaient contribué à sécuriser l’approvisionnement électrique, notamment en France où le parc nucléaire était affecté par des problèmes de corrosion. Elles avaient également soutenu le financement du bouclier tarifaire et stimulé l’essor des contrats d’achat direct d’électricité (PPA) pour sécuriser les prix.

Malgré les progrès réalisés depuis, l’Europe reste fortement dépendante du gaz importé, souligne l’économiste Patrice Geoffron. Une nouvelle tension sur les marchés renforcerait l’argument politique en faveur des renouvelables, mais pourrait aussi renchérir leur coût de développement, comme lors de la précédente crise, en raison de l’inflation sur les matières premières et du niveau des taux d’intérêt.

Les marchés réagissent déjà : le gaz pour livraison en avril 2026 dépasse désormais 58 €/MWh, presque le double de son niveau de la semaine précédente, tandis que le contrat 2027 avoisine 33 €/MWh. Cette hausse se répercute partiellement sur l’électricité : en France, le prix pour livraison en 2027 dépasse lui aussi 58 €/MWh, malgré un mix bas-carbone dominé par le nucléaire et les renouvelables.

Dans ce contexte incertain, les décisions de politique monétaire de la Banque centrale européenne seront particulièrement surveillées, alors que la réduction durable de la dépendance aux importations d’énergie reste au cœur de la stratégie énergétique européenne.

Un projet de décret transmis aux acteurs du photovoltaïque vise à modifier les règles de fonctionnement de l’autoconsommation collective (ACC). Selon plusieurs professionnels du secteur, ce texte soulève des interrogations, notamment sur la manière de répartir l’électricité produite entre les consommateurs locaux et le marché.

Le projet prévoit de supprimer la possibilité d’ajuster a posteriori la répartition des volumes d’électricité entre consommation locale et vente sur les marchés. Si la mesure est confirmée, cette répartition devra être fixée avant la clôture du marché day-ahead, ce qui obligerait les opérateurs à se baser sur des estimations plutôt que sur les volumes réellement produits et consommés.

Cette flexibilité dont bénéficie aujourd’hui l’ACC est critiquée par certains fournisseurs d’énergie, qui estiment qu’elle peut créer des effets d’aubaine sur les marchés. Les acteurs de la filière reconnaissent l’avantage mais jugent les volumes concernés limités et estiment qu’un durcissement rapide des règles risque de complexifier davantage un cadre réglementaire déjà dense.

Le texte introduit également un principe de maximisation de l’autoconsommation au sein des opérations d’ACC, avec la possibilité pour Enedis d’intervenir pour optimiser la répartition de l’électricité entre participants. Une évolution qui inquiète certains acteurs, pour qui les configurations locales ne permettent pas toujours d’atteindre mécaniquement un taux maximal d’autoconsommation.

Les groupes de travail chargés de préparer le plan d’électrification du gouvernement devraient déboucher sur des mesures surtout réglementaires ou incitatives, sans réforme fiscale ni législative majeure. Plusieurs participants préviennent d’ailleurs qu’il ne faut pas attendre de « miracle » immédiat sur la demande d’électricité.

Parmi les pistes évoquées figure un recours accru aux Certificats d’économies d’énergie (CEE), notamment pour soutenir l’électrification dans l’industrie. Des acteurs du secteur, comme l’Union française de l’électricité, plaident pour la création de nouvelles fiches standardisées afin de faciliter le déploiement de technologies comme les chaudières électriques ou les pompes à chaleur.

Dans la mobilité, l’Avere France propose par exemple de territorialiser certaines aides pour mieux couvrir les zones rurales ou encore de faciliter la recharge en copropriété. D’autres mesures pourraient viser le secteur du bâtiment, avec des évolutions possibles du décret tertiaire, même si ce sujet reste sensible.

Un autre enjeu central concerne la flexibilité de la consommation. Plusieurs acteurs estiment qu’il manque aujourd’hui d’incitations pour consommer l’électricité aux moments où elle est la plus abondante. Des mesures pourraient donc encourager davantage le pilotage des usages et renforcer la différenciation entre heures pleines et heures creuses.
Enfin, le groupe de travail consacré au numérique s’intéresse à l’installation de nouveaux sites consommateurs, notamment les centres de données. Si l’accès au réseau ou au foncier ne constitue pas le principal obstacle, les délais administratifs et les enjeux d’acceptabilité locale restent des défis majeurs pour accélérer ces projets.

La nouvelle Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) prévoit un développement de l’éolien terrestre d’environ 1,3 GW par an, en misant notamment sur le renouvellement des parcs existants, appelé repowering. Cette stratégie vise à remplacer les turbines les plus anciennes par des équipements plus performants, souvent sur des sites déjà bien acceptés localement.

Mais plusieurs acteurs du secteur, dont France renouvelables et Alliance pour l’énergie locale, estiment que ce levier ne suffira pas à atteindre les objectifs de production. Même si tous les parcs arrivant en fin de contrat étaient renouvelés, le potentiel supplémentaire d’ici 2035 atteindrait environ 3,5 GW seulement.

Le repowering progresse toutefois : il représentait 27 % des projets retenus lors de la neuvième session de l’appel d’offres éolien terrestre en 2025 organisé par la Commission de régulation de l’énergie. En Europe, le phénomène reste néanmoins bien plus développé, avec près de 2 GW de projets en 2025, dont 1,5 GW en Allemagne contre seulement 48 MW en France, selon WindEurope.

Les contraintes réglementaires et techniques expliquent en partie cet écart : limites de hauteur liées aux radars ou aux impératifs militaires, procédures administratives longues et nécessité de nouvelles autorisations pour les modifications substantielles. Résultat, de nombreux projets se limitent à des renouvellements partiels, avec des turbines parfois moins grandes que celles installées sur les nouveaux parcs, réduisant les gains potentiels de production.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a validé, avec réserves, le schéma décennal de développement du réseau (SDDR) présenté par RTE. Ce plan prévoit près de 100 milliards d’euros d’investissements d’ici 2040 pour moderniser, adapter et renforcer le réseau de transport d’électricité, un montant susceptible d’évoluer selon la trajectoire de la demande.

Selon le régulateur, la situation financière de RTE est « saine » et le cadre actuel du TURPE permet de financer un programme de cette ampleur. Pour les clients directs de RTE, la facture moyenne liée au Turpe pourrait passer de 10,2 €/MWh en 2025 à 13,7 voire 16,2 €/MWh selon les scénarios. Les industriels électro-intensifs, bénéficiant de réductions spécifiques, verraient une hausse plus limitée, autour de 3 €/MWh à l’horizon 2040. Pour les ménages, l’impact serait contenu : environ +1 % par an hors inflation, soit une augmentation estimée entre 0,3 et 0,4 % de la facture totale.

La CRE rappelle qu’une part importante des investissements sera engagée quel que soit le mix électrique : renouvellement d’infrastructures, adaptation au changement climatique, interconnexions, raccordement des parcs éoliens en mer et des pôles industriels. Une autre partie dépendra en revanche du rythme d’électrification des usages, avec des besoins estimés entre 82 et 110 milliards d’euros sur 2025-2039.

Dans un contexte de tensions politiques sur la stratégie énergétique, la question du financement des réseaux pourrait devenir un point de friction. Le régulateur valide néanmoins le recours majoritaire aux lignes aériennes pour les nouvelles connexions à haute tension, afin d’éviter un surcoût évalué à 70 milliards d’euros sur la période.

La publication de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) était très attendue par la filière française de l’éolien en mer. Si les objectifs à l’horizon 2035 sont salués, les acteurs pointent un manque de visibilité à court terme, notamment sur les appels d’offres en cours.

L’aide d’État du neuvième appel d’offres (AO 9) a bien été validée par la Commission européenne, mais le cahier des charges se fait toujours attendre. Quant à l’AO 10, susceptible d’attribuer plus de 8 GW, son calendrier reste flou alors même que la PPE prévoit une attribution des deux compétitions avant la fin de l’année.

Au cœur des discussions : les prix plafonds. L’échec du projet d’Oléron, jugé trop contraint avec un plafond de 100 €/MWh, ou encore les débats autour des 70 €/MWh fixés pour Centre Manche 2, illustrent la difficulté d’équilibrer compétitivité, attractivité et maîtrise des dépenses publiques. Pour les trois projets flottants de l’AO 9, les plafonds notifiés atteignent 130 à 140 €/MWh, dans un contexte de hausse des coûts et de nouvelles exigences industrielles européennes liées au Net-Zero Industry Act.

Le débat porte aussi sur la stratégie technologique : faut-il accélérer sur l’éolien flottant, plus coûteux mais structurant pour une filière industrielle, ou privilégier l’éolien posé dans les zones les plus favorables ? RTE prévoit déjà de consacrer 37 milliards d’euros au raccordement de l’éolien en mer d’ici 2040 dans son plan d’investissement.

Alors que la préparation des offres mobilise plusieurs millions d’euros par projet, le calendrier apparaît serré. Sans publication rapide des cahiers des charges, les développeurs pourraient être contraints de déposer des dossiers dans un contexte politique incertain à l’approche de 2027, au risque de freiner la dynamique engagée par la PPE3.

Un rapport publié mi-février par la Direction générale du Trésor, rattachée au Ministère de l’Économie et des Finances, anticipe une diminution progressive du coût unitaire du soutien public aux nouvelles installations d’énergies renouvelables électriques.

L’étude souligne que l’atteinte des objectifs climatiques et de souveraineté énergétique repose sur la complémentarité entre nucléaire et renouvelables, dans un contexte d’électrification accrue des usages. Les EnR, plus rapides à déployer (trois à sept ans), doivent accompagner la hausse attendue de la consommation d’électricité au cours de la prochaine décennie.

Si la baisse des coûts de production a renforcé leur compétitivité, le besoin de soutien public demeure. Le mécanisme du complément de rémunération, désormais majoritaire, représente 70 % des contrats engagés en 2023-2024. En 2025, il couvre 24 TWh, pour une dépense prévisionnelle de 654 millions d’euros, soit un coût moyen de 27 €/MWh (plus de quatre fois inférieur à celui de l’ancienne obligation d’achat).

À horizon 2035, le rapport prévoit une baisse du coût complet de production des nouvelles installations solaires et éoliennes, autour de 80 €/MWh contre 120 €/MWh aujourd’hui. Une évolution qui devrait mécaniquement réduire le niveau de soutien public par MWh produit, même si les contrats historiques continueront de peser sur la dépense totale dans les prochaines années.

Le guichet MaPrimeRénov’ a rouvert le 23 février après une suspension hivernale liée à l’attente de la loi de finances 2026. Pour cette nouvelle séquence, l’orientation est claire : priorité au traitement des dossiers en attente et recentrage des aides sur la décarbonation du chauffage, avec un accent marqué sur les pompes à chaleur.

En 2025, l’Agence nationale de l’habitat (Anah) indique avoir soutenu 307 731 logements pour 3,81 milliards d’euros, un montant en hausse mais un volume de dossiers en baisse. Les rénovations d’ampleur progressent, tandis que les travaux par geste reculent nettement. Pour 2026, l’objectif de 120 000 rénovations globales se heurte toutefois à une file d’attente estimée à 83 000 dossiers.

Autre évolution structurante : l’exclusion de certains gestes d’isolation et des chaudières biomasse des aides MaPrimeRénov’ en mono-geste. Si ces travaux restent éligibles aux certificats d’économies d’énergie (CEE), plusieurs acteurs estiment que ces dispositifs ne suffiront pas à compenser la baisse des subventions directes.

À l’inverse, les pompes à chaleur deviennent le pilier central du dispositif, en cohérence avec la Stratégie nationale bas-carbone et la Programmation pluriannuelle de l’énergie. Cette inflexion confirme le virage vers l’électrification des usages dans le bâtiment, renforcé par la réforme du DPE entrée en vigueur au 1er janvier 2026, qui améliore mécaniquement la performance énergétique des logements chauffés à l’électricité.

En 2025, plus de 1,2 million d’interventions pour factures impayées ont été réalisées par les fournisseurs de gaz et d’électricité en France, selon le médiateur national de l’énergie, soit une baisse de 3,7 % par rapport à 2024. Ces interventions regroupent limitations de puissance, coupures d’électricité ou d’approvisionnement en gaz.

Depuis 2019, le nombre de ces interventions a augmenté de 79 %, en lien avec la hausse des prix de l’énergie post-Covid et la crise ukrainienne. Les réductions de puissance, privilégiées pour leur mise en œuvre à distance et leur impact moindre sur les foyers, ont été multipliées par 3,5 depuis 2019, tandis que les coupures d’électricité ont baissé de 48,7 %, avec une diminution de 30 % entre 2024 et 2025.

Le médiateur Bernard Doroszczuk souligne la meilleure coopération des fournisseurs et rappelle la nécessité de lutter contre la précarité énergétique, en appelant notamment à l’interdiction des coupures et à un chèque énergie universel basé sur le revenu fiscal de référence. Selon un baromètre publié en octobre, 36 % des foyers français ont eu des difficultés à payer leurs factures d’énergie sur les douze derniers mois, un niveau inédit.

Dans son bilan électrique 2025 publié le 25 février, RTE indique que les volumes de modulation des parcs solaires et éoliens lors d’épisodes de prix spot négatifs ont doublé sur un an, atteignant environ 3 TWh (1,6 TWh pour le solaire et 1,3 TWh pour l’éolien terrestre). Cette évolution traduit une montée en puissance de la flexibilité des renouvelables face à la multiplication des périodes de prix négatifs sur le marché.

La capacité d’installations pouvant moduler leur production sur signal prix a progressé d’environ 3 GW en 2025. La généralisation du mécanisme de complément de rémunération, incitant à réduire la production lorsque les prix deviennent négatifs, a favorisé cette dynamique. Les capacités éoliennes et solaires participant au mécanisme d’ajustement ont ainsi été multipliées par près de dix en un an, atteignant 5,6 GW fin 2025.

Côté production, la France métropolitaine a généré 547,5 TWh d’électricité en 2025 (+1,5 %). La hausse du nucléaire (373 TWh) a compensé le recul de l’hydraulique, tandis que le solaire et l’éolien ont poursuivi leur progression. La production fossile, elle, a reculé à un plus bas historique.

Au total, la production bas-carbone (nucléaire et renouvelables) a atteint un niveau record de 521,1 TWh, soit 95,2 % du mix électrique, avec une intensité carbone de 19,6 g CO₂/kWh, confirmant la place centrale de la France dans les systèmes électriques les moins émetteurs.

Le gouvernement prévoit d’engager 200 milliards d’euros pour moderniser et renforcer les réseaux électriques, a indiqué Roland Lescure. Ces investissements concerneront le transport et la distribution d’électricité, avec l’objectif d’adapter des infrastructures parfois héritées de l’après-guerre aux besoins de la transition énergétique.

Cette orientation s’inscrit dans la nouvelle Programmation pluriannuelle de l’énergie, qui vise à renforcer la souveraineté énergétique et la décarbonation à l’horizon 2035. Le gouvernement mise sur une électrification accrue des usages, soutenue par une relance du nucléaire et une montée en puissance des énergies renouvelables.

Aucun moratoire sur l’éolien terrestre n’est envisagé. Le développement devrait se concentrer dans des zones aujourd’hui peu équipées, tandis que le renouvellement d’installations existantes par des turbines plus puissantes est également envisagé. Ces orientations confirment le rôle central des infrastructures électriques dans l’évolution du système énergétique français.

Moins d’un an après son lancement, environ 80 % des mesures du troisième plan national d’adaptation au changement climatique ont été enclenchées, selon le Ministère de la Transition écologique. Présenté en mars 2025, ce programme vise à préparer la France à un réchauffement pouvant atteindre +4 °C d’ici 2100, notamment via le renforcement des dispositifs de prévention des risques climatiques et l’adaptation des secteurs exposés.

Le premier bilan doit être examiné par le Conseil national de la transition écologique. Les autorités évoquent une dynamique engagée, tout en reconnaissant que plusieurs actions structurantes restent à déployer à partir de 2026.

Des réserves persistent toutefois. France Nature Environnement souligne des fragilités liées aux arbitrages budgétaires récents, tandis que le Haut conseil pour le climat et la Cour des comptes avaient déjà pointé un financement jugé insuffisant et des retards dans la préparation du territoire face aux impacts climatiques.

Au-delà de l’adaptation, l’enjeu énergétique reste central : la multiplication des événements extrêmes renforce la nécessité d’accélérer la décarbonation, d’adapter les infrastructures et de sécuriser les systèmes énergétiques face aux risques climatiques croissants.

Le gouvernement français s’apprête à lancer début mars une série de groupes de travail dédiés à l’électrification des usages, avec une présentation du plan attendue en mai. Quatre volets sectoriels sont prévus : industrie, numérique, bâtiments et transports. Afin d’identifier rapidement des mesures opérationnelles pour accélérer la sortie des énergies fossiles.

Les groupes « industrie » et « numérique » seront pilotés par Bercy, tandis que les travaux sur les bâtiments et les transports relèveront du ministère chargé du logement. Les acteurs des filières, des collectivités, du financement (dont la Caisse des Dépôts) ainsi que des parlementaires participeront aux échanges. Le groupe transport doit ouvrir ses travaux le 4 mars.

L’exécutif entend lever certains freins réglementaires, mais mise surtout sur des leviers incitatifs pour généraliser les solutions électriques dans les usages finaux. L’objectif affiché est d’aligner la demande d’électricité avec les ambitions de production fixées par la programmation énergétique nationale, en favorisant l’électrification des bâtiments, des mobilités et de l’appareil productif.

Au-delà des mesures techniques, le plan vise aussi à modifier les pratiques en diffusant un « réflexe électrique », afin d’accélérer la décarbonation de l’économie et de réduire la dépendance aux énergies fossiles en France.

Réduire sa consommation d’eau potable repose avant tout sur des ajustements d’usage simples et accessibles. Dans les logements, la salle de bain concentre l’essentiel des volumes consommés : raccourcir la durée des douches, couper l’eau lors du savonnage ou du brossage des dents et surveiller les fuites permettent des économies immédiates.

L’optimisation des équipements renforce ces gains. Les mousseurs et pommeaux à débit réduit diminuent le volume utilisé sans perte de confort, tandis que l’entretien régulier des installations évite des pertes invisibles mais significatives, notamment au niveau des joints ou des chasses d’eau.

Les usages domestiques peuvent également être rationalisés : faire fonctionner lave-linge et lave-vaisselle à pleine charge, privilégier les programmes économiques ou réutiliser certaines eaux domestiques pour l’arrosage ou le nettoyage contribuent à limiter le gaspillage.

Au-delà de l’enjeu hydrique, ces pratiques s’inscrivent dans une logique plus large de sobriété des ressources, avec un effet indirect sur la consommation d’énergie nécessaire à la production, au traitement et à la distribution de l’eau. Répétés à l’échelle d’un foyer, ces gestes constituent un levier concret de réduction de l’empreinte environnementale.