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Selon un rapport du Global Energy Monitor, la consommation mondiale de charbon a reculé de 0,6 % en 2025, après avoir atteint un niveau record de 8,85 milliards de tonnes. Un signal encourageant, porté notamment par la montée en puissance des énergies renouvelables en Chine et en Inde, où la consommation a respectivement baissé de 1,2 % et 3 % malgré une forte croissance démographique et économique.

Paradoxalement, la capacité de production à partir du charbon a progressé de 3,5 % sur la même période, tirée à 95 % par ces deux pays. Aux États-Unis, la production électrique issue du charbon a bondi de plus de 80 TWh en un an, sous l’effet d’une politique gouvernementale favorable au combustible. Par ailleurs, près de 70 % des centrales devant fermer sont finalement restées en service à l’échelle mondiale.

En marge du sommet « équipe de France de l’électricité » organisé par Emmanuel Macron à l’Élysée, le Serce, syndicat regroupant 260 entreprises et 140 000 salariés du secteur, s’est engagé à embaucher 12 000 personnes et 3 000 apprentis par an à partir de 2026, sur l’ensemble du territoire.

L’objectif est d’accompagner le plan d’électrification du gouvernement, qui vise à porter la part de l’électricité dans la consommation finale d’énergie de 27 % aujourd’hui à 34 % en 2030 et 38 % en 2035. Pour alimenter ces recrutements, le secteur a mis à disposition de 150 lycées professionnels des équipements spécialisés en haute tension et grande puissance.

La CRE a publié le cahier des charges de la nouvelle période de l’appel d’offres photovoltaïque simplifié 100-500 kWc, rebaptisé « PPE2 Petit PV ». Principal changement : le dispositif s’ouvre aux installations au sol, en plus des projets sur bâtiment et ombrière, une évolution qui suscite des réserves dans la filière, les centrales au sol bénéficiant de coûts d’investissement généralement plus faibles.

Le cahier des charges introduit également des critères de résilience de la chaîne d’approvisionnement, avec obligation de justifier l’origine des modules, cellules et onduleurs. Le mécanisme de complément de rémunération intègre par ailleurs la part d’électricité valorisée en autoconsommation. Le volume mis en concurrence est porté à 288 MWc (contre 192 MWc lors de la première session), avec un prix plafond fixé à 95 €/MWh. Les candidatures sont ouvertes du 20 au 31 juillet 2026.

Publiés au Journal officiel du 30 mai 2026, un décret et son arrêté d’application définissent les conditions d’agrément des pompes à chaleur (PAC) individuelles assemblées dans l’Espace économique européen pour bénéficier de bonifications au titre des certificats d’économies d’énergie (CEE). Sont visées les PAC de type air/eau, eau/eau et sol/eau.

L’Ademe instruira les demandes via une nouvelle plateforme nationale. Pour les logements existants, la bonification sera multipliée par cinq à compter du 1er septembre 2026. Les modèles éligibles devront disposer d’un label de qualité reconnu et satisfaire à des exigences d’assemblage sur le territoire européen. Un agrément transitoire est prévu pour les fabricants s’engageant à atteindre ces conditions sous deux ans.

Ces textes s’inscrivent dans le plan d’électrification des usages du gouvernement, qui instaure une préférence européenne pour soutenir la filière.

La région Île-de-France lance un plan énergie de 850 millions d’euros sur trois ans pour réduire sa dépendance aux énergies fossiles et faire face à la crise énergétique.

Le dispositif prévoit notamment 460 M€ dédiés aux économies d’énergie, avec un soutien accru aux communes pour la rénovation des bâtiments publics, l’éclairage ou encore le développement de la géothermie et du solaire thermique.

La région vise aussi une réduction de 50 % de la consommation énergétique des lycées d’ici 2030, ainsi qu’un renforcement des aides à la rénovation des copropriétés et à la production d’énergies renouvelables, dont la méthanisation.

Objectif : privilégier des investissements durables pour produire et économiser l’énergie, plutôt que des aides ponctuelles.

Un groupe de travail piloté par Iliad et France Datacenter propose 24 mesures pour faciliter l’électrification du numérique, avec un focus sur le raccordement des data centers.

À court terme, les acteurs recommandent d’accélérer les procédures administratives, de réduire certains coûts (dont le Turpe) et de mutualiser les investissements sur les réseaux. Le recours au « piquage », permettant un raccordement temporaire, est déjà en place.

À plus long terme, l’enjeu porte sur le désengorgement des files d’attente et une meilleure visibilité des capacités du réseau. Des pistes comme l’extension du « fast track » ou le développement de solutions nucléaires sont également évoquées.

Le but étant de lever les freins au développement rapide des infrastructures numériques, très consommatrices d’électricité.

Une majorité de dirigeants de très petites et moyennes entreprises estime ne pas être suffisamment soutenue dans leur transition écologique, selon un sondage OpinionWay.

Si 83 % d’entre eux jugent cet enjeu incontournable et que la plupart ont déjà engagé des actions, 7 sur 10 déclarent manquer d’accompagnement pour aller plus loin.

Les principaux freins identifiés sont le coût des transformations, la complexité réglementaire et le contexte économique. Ces difficultés sont accentuées par la hausse des prix de l’énergie et les tensions économiques.

Résultat : malgré une volonté réelle d’agir, les petites structures peinent à accélérer leur transition, faute de moyens, de visibilité et de soutien adapté.

La DGEC entend conserver une répartition ex-ante de l’électricité dans les opérations d’autoconsommation collective, malgré l’opposition de la filière solaire.

L’objectif est de limiter les effets d’aubaine liés à la revente après connaissance des prix, en fléchant en priorité l’électricité vers les participants. Mais les acteurs du secteur alertent sur un risque de fragilisation du modèle économique, fondé sur un équilibre entre autoconsommation et revente des surplus.

Le projet prévoit aussi un « bandeau » de consommation fixé à l’avance, mais jugé trop rigide car potentiellement figé sur huit ans et peu adaptable aux évolutions des projets.
Face à cette position jugée inflexible, la filière n’exclut pas des recours, notamment contre la rétroactivité envisagée.

Selon un nouveau rapport de l’IRENA, les systèmes combinant solaire photovoltaïque et batteries permettent désormais de produire une électricité pilotable à un coût compris entre 48 et 73 €/MWh dans les zones les plus favorables.

Ce niveau les rend compétitifs face aux nouvelles centrales fossiles, notamment le charbon (62–76 €/MWh en Chine) et le gaz (souvent au-delà de 88 €/MWh).

La forte baisse des coûts explique cette évolution : depuis 2010, les prix du solaire ont chuté de 87 %, ceux de l’éolien de 55 % et ceux des batteries de 93 %.

L’IRENA souligne aussi que ces systèmes hybrides peuvent fournir une électricité plus stable en adaptant la production aux besoins du réseau, tout en réduisant les coûts liés à l’intermittence.

La CRE lance une expérimentation de tarifs réglementés d’électricité plus flexibles pour inciter les petits consommateurs à adapter leurs usages selon les besoins du réseau.

Menée entre octobre 2026 et octobre 2027 sur 6 600 clients, elle repose sur des variations de prix selon les heures et les saisons : surcoûts en pointe hivernale et tarifs réduits lors des périodes de forte production, notamment l’été en milieu de journée.

Deux grilles tarifaires seront testées face à un groupe témoin au tarif classique. L’objectif est d’évaluer la capacité des ménages à déplacer leur consommation en réponse à ces signaux.

Sans risque pour les participants : une régularisation garantira qu’aucun client ne paie plus que le tarif de base.

Au second semestre 2025, la consommation d’électricité en Guadeloupe recule légèrement de 1 % par rapport à 2024, selon l’Observatoire régional de l’énergie et du climat (OREC).

Dans le même temps, les énergies renouvelables progressent fortement (+20 %) et représentent désormais 32 % du mix électrique, principalement grâce au photovoltaïque et à la biomasse. La géothermie recule toutefois en production.

Cette évolution est attribuée à des températures plus douces, une activité touristique stable et une baisse des tarifs de l’électricité. Elle s’inscrit dans la trajectoire de la programmation pluriannuelle de l’énergie.

Côté transports, la consommation de carburants diminue aussi, malgré un recul des ventes de véhicules électriques.

Dans un arrêt du 30 avril 2026, le Conseil d’État confirme que les parcs éoliens en mer d’une puissance inférieurs à 1 GW sont réputés autorisés au titre du code de l’énergie.

Depuis le décret du 21 décembre 2024, ces installations sont dispensées d’autorisation d’exploiter, y compris pour celles autorisées avant son entrée en vigueur. En conséquence, une décision prolongeant le délai de mise en service d’un parc devient sans effet juridique et ne peut être contestée.

Cette décision sécurise le cadre administratif des projets éoliens en mer de taille intermédiaire.

Le stockage par batteries connaît un essor rapide en France, porté par la forte volatilité des prix de l’électricité. Le 1er mai, avec un écart inédit allant de -498 à +104 €/MWh, une batterie de 10 MWh a pu générer jusqu’à 6 000 € en une seule journée grâce à l’arbitrage.

Le principe est simple : stocker l’électricité lorsque les prix sont bas ou négatifs, puis la revendre lors des pics. Ce modèle, combiné aux services rendus au réseau, permettrait de générer jusqu’à 600 000 € par an pour une installation, facilitant la rentabilité malgré un investissement initial élevé.

La montée des énergies renouvelables accentue ces opportunités, en multipliant les épisodes de surplus et les variations intrajournalières. Le passage à un marché en pas de 15 minutes renforce encore la précision et les gains possibles.

Résultat : les projets affluent, avec près de 15 GW en file d’attente. Si ces actifs sont essentiels pour l’équilibre du réseau, leur développement pose aussi la question de l’arbitrage entre rentabilité de marché et services système.

Le Syndicat des énergies renouvelables (SER) appelle à ne pas opposer électrification et chauffage au bois, mais à les combiner, notamment dans le résidentiel.

Avec 8 millions de foyers équipés, le bois constitue un complément aux pompes à chaleur pour réduire les pointes hivernales, couvrant déjà jusqu’à 10 GW de demande.

Le SER plaide pour un renouvellement du parc afin de remplacer les équipements anciens par des appareils plus performants et moins polluants. L’objectif serait d’atteindre 10 millions d’installations d’ici 2035, tout en réduisant la consommation globale de bois grâce aux gains d’efficacité.

La filière met aussi en avant ses retombées économiques et son ancrage local, dans un contexte de souveraineté énergétique.

Les projections climatiques les plus alarmistes deviennent moins probables, selon de nouvelles analyses du programme CMIP, qui alimente les travaux du GIEC. Les trajectoires de réchauffement supérieures à +5 °C d’ici 2100 s’éloignent, sous l’effet des politiques climatiques et du développement des énergies renouvelables.

Le scénario le plus pessimiste se situe désormais autour de +3 à +3,5 °C, un niveau toujours très élevé, aux conséquences majeures : multiplication des événements extrêmes, pressions sur la biodiversité et aggravation des inégalités.

Cette évolution ne remet pas en cause les travaux passés, mais reflète des changements réels dans les émissions et les politiques publiques. Le scénario d’émissions très élevées (SSP5-8.5) apparaît aujourd’hui de moins en moins crédible.

Malgré un ralentissement de la hausse des émissions, les scientifiques restent prudents : les objectifs de l’Accord de Paris sont hors d’atteinte, et un réchauffement de 3 °C aurait des impacts durables pour les sociétés.

RTE indique ne pas encore avoir de visibilité sur le calendrier et les volumes du dixième appel d’offres (AO10) pour l’éolien en mer, dont le cahier des charges reste en attente de validation.

Le gestionnaire du réseau souligne que de nombreux paramètres restent incertains : positionnement des candidats, prix cible autour de 100 €/MWh et clause de revoyure prévue dans la PPE3 en 2027.

Après avoir finalisé les raccordements des premiers parcs (PPE1, 3 GW), RTE se prépare à une montée en puissance des investissements pour les prochaines phases, tout en cherchant à maintenir une trajectoire industrielle soutenable.

Le chauffage représente de loin le premier poste de consommation des foyers étudiés par le programme Watt Watchers, avec jusqu’à 64 % de l’énergie utilisée en hiver.

Les écarts entre logements sont très importants : à surface équivalente, les habitations les mieux classées (A à C) consomment jusqu’à 50 % de moins que les logements les moins performants. Mais le comportement des occupants joue aussi un rôle majeur, avec des différences de consommation pouvant atteindre 90 %.

Parmi les leviers les plus efficaces :

• Baisser la température de 1°C permet environ 7 % d’économies ;
• Adapter les horaires et pièces chauffées permet jusqu’à 12 % d’économies ;
• Une température de 21°C consomme environ 14 % de plus qu’à 19°C.

Conclusion : l’efficacité énergétique dépend autant du logement que des usages quotidiens.

Le gouvernement s’apprête à lancer une consultation sur la trajectoire post-2028 des certificats de production de biogaz (CPB), attendue de longue date par la filière.

Le dispositif impose aux fournisseurs de gaz d’intégrer une part de biogaz dans leurs ventes, sous peine d’une pénalité de 100 € par certificat manquant à partir de 2029. Les acteurs peuvent aussi acheter des CPB auprès de producteurs.

La trajectoire envisagée prévoit une montée progressive jusqu’à 28,2 TWh de CPB en 2035, pour une production totale de biogaz estimée à 62,1 TWh. Le mécanisme devrait ainsi devenir le principal levier de soutien à la filière entre 2026 et 2035.

Côté consommateurs, le surcoût est estimé à 8,5 €/MWh en 2030, pouvant atteindre entre 15,3 et 19,6 €/MWh en 2035.

Les revenus potentiels des batteries de stockage ont augmenté de 65 % au premier trimestre 2026, selon Forsyt Energy, atteignant 173 k€/MW/an pour un actif de référence de 10 MW / 20 MWh.

Cette hausse s’explique par une volatilité accrue des prix de l’électricité et des marchés de réserve, notamment la FCR (réserve primaire) et l’aFRR (réserve secondaire), qui ont fortement contribué aux gains.

La dispersion des prix sur le marché day-ahead s’est également amplifiée, avec des écarts intrajournaliers pouvant atteindre 90 €/MWh, tandis que les marchés de réserve ont connu des tensions ponctuelles très élevées, générant des pics de rémunération importants sur de courtes périodes.

Le stockage par batteries bénéficie ainsi d’un contexte de marché plus favorable, mais très dépendant des opportunités de court terme et d’une optimisation fine des stratégies de pilotage.

Le plan d’électrification de 10 milliards d’euros vise à basculer l’industrie française vers l’électricité, mais sans mention directe du solaire. Pourtant, le cadre réglementaire impose déjà son déploiement sur les bâtiments industriels neufs et rénovés, rendant la « solarisation » quasi incontournable.

Dans ce contexte, le couplage avec le stockage devient clé. L’intermittence du solaire oblige les industriels à lisser leur consommation, notamment pour les procédés continus comme la chaleur industrielle. Les batteries apparaissent ainsi comme un maillon essentiel pour sécuriser l’approvisionnement et optimiser les coûts.

En parallèle, les réseaux électriques peinent encore à suivre la montée en puissance des renouvelables, avec des épisodes de surplus et de prix négatifs. Des solutions émergent, comme la valorisation de ces excédents via la production de chaleur électrique sur site, mais elles restent encore limitées à des modèles de niche.