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Le mécanisme de capacité français, récemment réformé, ne favorise pas le développement du stockage, alerte La Plateforme Verte. Le décret publié fin 2025 introduit un « facteur de déclassement » qui réduit la part du prix de la capacité attribuée aux batteries et aux STEP, prenant en compte leur indisponibilité lors de la recharge.

Pour 2030, ce coefficient est fixé à 0,75 et pourrait encore baisser à mesure que de nouvelles installations se raccordent, sans méthode précise partagée avec la filière. Conséquence : la sécurisation des revenus sur le long terme, un atout clé pour le financement des batteries, est remise en question.

Par ailleurs, le mécanisme distingue selon l’emplacement des batteries, pénalisant celles devant le compteur par rapport à celles valorisées via la capacité d’effacement sur site. Les discussions avec la CRE et RTE se poursuivent pour ajuster ces règles.

La Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) a mis en ligne une nouvelle plateforme dédiée aux demandes de dérogation pour les opérations d’autoconsommation collective étendue. Objectif : alléger les démarches administratives des personnes morales organisatrices, en centralisant et en dématérialisant les demandes liées notamment à l’extension du périmètre géographique ou à l’augmentation des seuils de puissance.

Ce dispositif vise à accompagner le développement d’un modèle en forte croissance, qui comptait 1 625 opérations d’autoconsommation collective selon les derniers chiffres d’Enedis. Les dérogations concernent en particulier des projets situés en zones rurales ou périurbaines, portés par des collectivités ou présentant une forte valeur territoriale ou énergétique.

Jusqu’ici, la complexité et l’hétérogénéité des procédures constituaient un frein pour certains porteurs de projets. La nouvelle plateforme permet désormais de déposer les demandes en ligne, de transmettre les pièces nécessaires et de fluidifier les échanges avec l’administration. Elle est accessible pour toute nouvelle demande, sans obligation de redépôt pour les dossiers déjà transmis avant le 25 juin 2025.

Selon le rapport Énergies renouvelables et emplois : examen annuel 2025 publié par l’IRENA et l’OIT, l’emploi mondial dans les énergies renouvelables marque un net ralentissement. En 2024, le secteur a progressé de seulement 2,3 % sur un an, pour atteindre 16,6 millions d’emplois, malgré des niveaux d’installations record. En cause : les tensions géopolitiques et géoéconomiques, mais aussi l’automatisation croissante des chaînes de valeur.

La dynamique reste très contrastée selon les régions. La Chine concentre à elle seule 44 % des emplois mondiaux des EnR, avec environ 7,3 millions de postes en 2024, loin devant l’Union européenne (1,8 million), le Brésil (1,4 million), l’Inde (1,3 million) et les États-Unis (1,1 million). Le photovoltaïque demeure la première filière employeuse, avec 7,3 millions d’emplois, largement dominés par l’Asie et la Chine, qui en capte plus de la moitié.

Face à ces déséquilibres, l’IRENA appelle les pouvoirs publics à renforcer les politiques industrielles et de formation afin de développer des chaînes d’approvisionnement nationales et une main-d’œuvre plus inclusive. L’agence et l’OIT insistent notamment sur la nécessité d’une transition juste, intégrant davantage les femmes et les personnes en situation de handicap, pour faire de la transition énergétique un levier socio-économique durable et partagé.

Selon l’Observatoire des prix de l’électricité publié par Storio Energy, l’année 2026 pourrait s’inscrire dans la continuité de 2025, avec des prix moyens bas, voire en léger recul. Cette tendance s’expliquerait par un excédent structurel de production d’électricité en France par rapport à la consommation, renforcé par la montée en puissance des énergies renouvelables.

L’analyste souligne que la « cannibalisation » des prix sur les heures solaires devrait s’accentuer, portée par l’installation de 6 GW supplémentaires de capacités photovoltaïques en 2025. Les ajustements de la demande, comme le déplacement des heures creuses vers ces plages de forte production, ne produiraient toutefois des effets notables qu’à partir de 2027. Dans cet environnement, la volatilité des prix resterait élevée, offrant des opportunités croissantes au stockage par batteries, d’autant plus avec la généralisation du pas de temps de 15 minutes sur le marché spot.

Le bilan 2025 confirme cette dynamique : si le prix spot annuel est resté stable (61 €/MWh contre 58 €/MWh en 2024), la volatilité intrajournalière s’est fortement accrue, avec un écart moyen de 90 €/MWh entre prix minimum et maximum et un record de 708 heures de prix nuls ou négatifs. Un contexte qui renforce le rôle économique du stockage, dont les revenus issus de l’arbitrage ont progressé de 27 % sur un an.

Un nouvel article de Science-Presse publié le 7 janvier 2026 remet les pendules à l’heure face aux idées reçues sur le coût des énergies renouvelables. Contrairement aux critiques répétées par certains leaders politiques et relayées sur les réseaux sociaux, l’éolien, le solaire et l’hydroélectricité figurent aujourd’hui parmi les sources d’électricité les moins chères au monde.

Selon les données de l’IRENA, de l’AIE et d’Ember, le coût actualisé de production (LCOE) place l’éolien 53 % moins cher que les combustibles fossiles les plus économiques, le solaire 41 % moins cher. Ces chiffres reflètent les gains technologiques, l’optimisation des chaînes d’approvisionnement et les économies d’échelle. Au-delà du coût, les renouvelables contribuent à réduire les émissions de gaz à effet de serre, la pollution et la dépendance aux marchés volatils de l’énergie, confirmant leur compétitivité et leur rôle stratégique pour la transition énergétique.

Un décret publié le 27 décembre 2025 reporte de 2027 à 2030 l’obligation d’équiper la majorité des bâtiments tertiaires en systèmes de gestion technique des bâtiments (GTB). Sont concernés les bureaux, commerces, hôtels, restaurants et bâtiments publics, à l’exception de ceux disposant déjà d’installations de forte puissance, soumis à des obligations antérieures.

Ces systèmes numériques permettent de piloter finement les consommations (chauffage, climatisation, éclairage, ventilation, bornes de recharge…) en fonction de l’occupation et des conditions extérieures, avec à la clé des gains significatifs d’efficacité énergétique. Mais leur déploiement reste limité : seuls 16 % des bâtiments tertiaires en sont aujourd’hui équipés, selon le Gimelec.

Le gouvernement justifie ce report par un souci de pragmatisme, notamment vis-à-vis des collectivités locales, et par la volonté de s’aligner sur le calendrier européen. Si les acteurs du secteur comprennent ce délai supplémentaire, beaucoup redoutent un nouveau coup de frein à la transition énergétique, susceptible de retarder les économies d’énergie et de fragiliser les entreprises déjà engagées sur ce marché.

Selon RTE, l’année 2025 a marqué l’installation de nouveaux équilibres sur le marché de l’électricité, principalement sous l’effet de la progression des énergies renouvelables. Les prix spot ont continué à fluctuer fortement au cours de la journée : entre 10h et 18h, ils sont restés en moyenne sous 42 €/MWh, tandis que le matin et le soir ils ont grimpé jusqu’à +110% de la moyenne.

Le record d’heures de prix négatifs a été battu, avec 513 heures selon RTE (contre 352 en 2024), une tendance confirmée par Storio Energy (708 heures de prix nuls ou négatifs). Ces rythmes créent selon Yannick Jacquemart, directeur chez RTE, une « nouvelle donne durable » favorable aux modèles d’électrification et au stockage par batteries.

Le Syndicat des énergies renouvelables (SER) annonce la création d’une commission « énergies renouvelables et territoires », dédiée aux enjeux d’adhésion locale et de participation des acteurs territoriaux au développement des EnR. Toutes les filières sont concernées, au-delà de la seule production électrique. La première réunion de travail est prévue le 4 février.

Cette initiative s’inscrit dans le prolongement de la loi d’accélération des énergies renouvelables (Aper) de 2023, qui a introduit la notion de partage de la valeur. Face au flou persistant sur sa mise en œuvre, le SER souhaite formuler des propositions et structurer une vision commune sur les retombées économiques locales, la planification territoriale et l’implication des collectivités.

La commission travaillera notamment sur la quantification et la valorisation des bénéfices locaux des projets, les outils de planification (PPE régionales, Sraddet, zones d’accélération) et les leviers de décentralisation des politiques énergétiques. Les initiatives comme la participation des acteurs locaux au capital des projets ou la consommation d’électricité en circuit court feront aussi partie des sujets étudiés.

Objectif affiché : renforcer l’acceptabilité des projets EnR en capitalisant sur les retours d’expérience des territoires et en favorisant une approche plus concertée du développement des énergies renouvelables.

À l’aube de 2026, le photovoltaïque français amorce un tournant stratégique. Après une année 2025 marquée par des incertitudes réglementaires, la baisse des soutiens publics et l’abandon progressif des tarifs d’achat, la filière se prépare à un nouveau modèle, plus autonome et orienté vers la valeur.
La logique de volume laisse place à celle de la flexibilité : stockage, pilotage de la production, rôle croissant des agrégateurs et intégration des signaux de marché deviennent centraux. Objectif affiché : produire au bon moment plutôt que produire plus, et démontrer que le solaire peut contribuer à l’équilibre du système électrique sans dépendre des subventions.

Présentée lors du salon Energaïa, cette mutation illustre la capacité d’adaptation d’une filière fragilisée mais toujours innovante. En 2026, le photovoltaïque entend ainsi s’imposer comme un pilier résilient de l’électrification et de la transition énergétique.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié son deuxième rapport sur les réseaux électriques intelligents, présentés comme un levier clé pour réussir l’électrification des usages et l’intégration des énergies renouvelables. Globalement, la CRE juge les gestionnaires de réseaux français bien positionnés, avec des technologies numériques largement déployées et déjà sources d’économies pour les consommateurs.

L’autorité souligne toutefois plusieurs défis persistants. Face à l’explosion des demandes de raccordement, notamment pour les renouvelables et le stockage, elle appelle à généraliser les solutions de raccordement optimisées et flexibles, qui permettent de réduire fortement délais et coûts. Des progrès sont constatés côté production, mais les offres innovantes restent encore trop limitées pour les consommateurs, notamment pour les bornes de recharge et les sites industriels.

La CRE pointe aussi la nécessité d’amplifier le recours aux flexibilités (batteries, effacements et pilotage de la demande) afin de mieux gérer les congestions locales et limiter les investissements lourds dans les réseaux. Enfin, elle insiste sur le rôle central des données, rendues possibles par le compteur communicant, tout en appelant à en renforcer la fiabilité et la valorisation.

Si les bases sont solides, la CRE estime que le déploiement des smart grids doit encore s’accélérer pour accompagner la transition énergétique et atteindre les objectifs climatiques de long terme.

Charbon, pétrole et gaz naturel ont longtemps été au cœur du développement économique mondial. Ils alimentent encore aujourd’hui l’essentiel de la consommation d’énergie, en faisant tourner les usines, les transports et le chauffage. Mais leur impact environnemental et leur caractère non renouvelable en font désormais des sources d’énergie fortement remises en question.

Le charbon, moteur de la révolution industrielle, reste très utilisé pour produire de l’électricité, notamment dans les pays émergents, malgré son statut de source la plus émettrice de CO₂. Le pétrole, pilier de la mobilité mondiale, demeure indispensable aux transports, tout en concentrant enjeux climatiques, géopolitiques et sanitaires. Quant au gaz naturel, souvent présenté comme une énergie de transition, il émet moins de CO₂ mais reste problématique en raison des fuites de méthane et de sa contribution au réchauffement climatique.

Toutes ces énergies partagent un point commun : leurs ressources sont limitées et leur combustion est la principale cause des émissions de gaz à effet de serre. Si elles ne disparaîtront pas du jour au lendemain, leur rôle est appelé à diminuer progressivement au profit d’énergies bas carbone, au cœur des stratégies de transition énergétique.

Malgré un hiver plus froid et une récente remontée des prix de gros, les factures d’électricité devraient rester globalement stables dans les mois à venir. Le gouvernement assure que la fin de l’Arenh, effective depuis le 1er janvier 2026, n’aura pas d’impact significatif sur les prix pour les consommateurs, la baisse des cours de gros compensant la disparition de ce mécanisme.

Selon Hello Watt, le maintien de l’Arenh aurait toutefois permis une baisse théorique de 6 % des factures. Pour limiter l’effet de la réforme, l’État a annoncé un geste ciblé : la contribution tarifaire d’acheminement (CTA) sera réduite, entraînant une baisse de 5 % du prix de l’abonnement à partir du 1er février, soit une économie d’une dizaine d’euros par an pour un ménage.

À court terme, la vague de froid a fait légèrement remonter les prix de gros du gaz et de l’électricité, mais ces hausses restent limitées et devraient s’atténuer avec des conditions météorologiques plus clémentes. Les analystes soulignent ainsi un écart croissant entre des prix à court terme sensibles au climat et des prix à long terme orientés à la baisse, ce qui limite le risque de hausse durable des factures.

Alors que nous entamons 2026, le bilan de l’électricité française pour l’année écoulée est tombé : la France a exporté 92 TWh en 2025, battant son précédent record de 89 TWh en 2024 et dépassant l’ancien sommet de 76 TWh établi en 2002. Ces ventes couvriraient la consommation annuelle de la Belgique et ont généré plus de revenus grâce au différentiel de prix avec les pays voisins, souligne Thomas Veyrenc, DG de l’Économie, de la Stratégie et des Finances de RTE.

L’Allemagne et la Belgique ont absorbé 23,1 TWh, l’Italie et le Royaume-Uni 22,6 TWh chacun, et la Suisse 20,1 TWh. Le défi pour 2026 reste d’utiliser cette abondance électrique, nucléaire et renouvelable, pour remplacer les énergies fossiles importées et accélérer la décarbonation de l’économie française.

Alors que 2025 s’achève, le secteur énergétique livre un bilan riche d’enseignements. Les renouvelables ont continué de progresser, avec une forte intégration du solaire et de l’éolien, mais les limites des réseaux électriques et du stockage stationnaire ont mis en évidence que l’intermittence reste un défi majeur pour la transition.

Le gaz et le GNL (gaz naturel liquéfié) se sont confirmés comme des piliers incontournables, assurant la sécurité des approvisionnements malgré les tensions géopolitiques et les ambitions climatiques, tandis que le rôle stratégique du nucléaire s’est renforcé, grâce aux prolongations et redémarrages de centrales existantes, mais les nouveaux projets restent pour l’instant surtout sur le papier.

L’hydrogène vert, attendu comme une solution universelle, a vu moins de 15 % des projets aboutir, concentrés sur les usages industriels difficiles à électrifier. La mobilité électrique a progressé, portée par la Chine, mais la transition reste inégale en Europe et en Amérique du Nord.

Enfin, le climat s’est imposé comme une contrainte opérationnelle majeure : vagues de chaleur, sécheresses et feux de forêt ont pesé sur la production et les réseaux, rappelant que la robustesse des infrastructures et la flexibilité des systèmes seront centrales pour la transition énergétique dans les années à venir.

2025 confirme ainsi que la transition énergétique avance, mais de manière graduelle et structurée, dépendante des réseaux, du stockage, du gaz, du nucléaire et de l’adaptation aux aléas climatiques.

Le gouvernement annonce une baisse de 5 % du prix de l’abonnement à l’électricité à compter du 1er février, a déclaré le ministre de l’Économie Roland Lescure. La mesure passe par une diminution de la contribution tarifaire d’acheminement (CTA), un prélèvement présent sur toutes les factures d’électricité, et représente un gain de pouvoir d’achat estimé à 540 millions d’euros.

Concrètement, l’économie atteindra jusqu’à 200 euros par an pour certains professionnels très consommateurs, comme les boulangers, et environ 10 à 12 euros par an pour un ménage. Cette baisse est rendue possible par l’excédent de la caisse finançant les retraites des électriciens et gaziers, permettant une réduction d’un quart de la CTA, sans impact direct sur le budget de l’État.

Roland Lescure a également assuré que la fin de l’Arenh et la mise en place du nouveau mécanisme de « versement nucléaire universel » n’auront pas d’effet sur les factures. Selon lui, ce dispositif constitue un garde-fou pour protéger les consommateurs contre de fortes hausses des prix de l’électricité.

Depuis le 1er janvier, le mode de calcul du diagnostic de performance énergétique (DPE) a évolué avec la baisse du coefficient de conversion de l’électricité. Le gouvernement entend ainsi corriger une inégalité de traitement qui pénalisait jusqu’ici les logements chauffés à l’électrique par rapport à ceux au gaz ou au fioul, pourtant plus émetteurs de CO₂.

Cette harmonisation avec la valeur européenne, actée par un arrêté publié au Journal officiel en août 2025, permet à environ 14 % des logements auparavant classés F ou G de sortir de la catégorie des « passoires thermiques ». Une évolution qui redonne de la marge à certains propriétaires et pourrait contribuer à soulager un marché locatif sous tension.

La mesure est toutefois contestée. Si l’exécutif y voit un levier pour encourager l’usage d’équipements électriques décarbonés, comme les pompes à chaleur, plusieurs associations environnementales et de consommateurs dénoncent un signal ambigu, estimant qu’elle réduit l’incitation à engager des travaux de rénovation énergétique, au détriment des locataires.

Un arrêté publié au Journal officiel fin décembre fait évoluer le dispositif des certificats d’économies d’énergie (CEE). Le texte, daté du 27 décembre 2025, modifie plusieurs fiches d’opérations standardisées et s’applique aux opérations engagées depuis le 1er janvier 2026.

Trois fiches sont concernées. Pour les systèmes solaires combinés, utilisés pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire, l’arrêté renforce les taux et modalités de contrôle, avec davantage de vérifications sur site ou à distance, afin de sécuriser la délivrance des certificats. Deux autres fiches portent sur le raccordement des bâtiments résidentiels et tertiaires aux réseaux de chaleur, avec une clarification des conditions d’éligibilité et des règles de calcul des CEE.

Le texte précise également les conditions d’accès aux bonifications, désormais plus étroitement liées au respect de chartes d’engagement et à des exigences de contrôle renforcées. Pour les professionnels, ces ajustements impliquent une adaptation rapide des pratiques, dans un contexte de durcissement progressif du cadre CEE et de vigilance accrue sur la qualité des opérations financées.

À l’approche de l’hiver, le thermostat connecté s’impose comme un outil à la fois économique et écologique. Selon le médiateur national de l’énergie, 35 % des ménages français ont souffert du froid en 2025, principalement pour des raisons financières ou de mauvaise isolation, tandis que 36 % ont rencontré des difficultés pour payer leurs factures d’énergie. Dans ce contexte, piloter plus finement son chauffage devient un levier essentiel.

l’ADEME rappelle qu’une température de 19 à 21 °C le jour et de 16 à 17 °C la nuit permet de concilier confort et sobriété : baisser la consigne de 1 °C peut réduire la facture de chauffage d’environ 7 %. Les thermostats connectés facilitent cette gestion en adaptant automatiquement le chauffage aux périodes de présence ou d’absence, y compris lors des vacances.

À partir du 1er janvier 2027, l’installation d’un système de régulation programmable par pièce deviendra obligatoire. Plusieurs solutions existent (thermostats connectés, intelligents ou programmables) et peuvent bénéficier d’aides via les certificats d’économies d’énergie (CEE). Pour les pouvoirs publics, comme pour les ménages, ces dispositifs représentent un levier concret pour maîtriser les consommations, limiter les émissions de CO₂ et alléger les factures hivernales.

La nouvelle feuille de route énergétique de la France se fait toujours attendre. La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3), déjà en retard de deux ans, n’a finalement pas été publiée avant Noël, malgré les annonces de Matignon. L’exécutif promet désormais un « grand plan d’électrification des usages » pour début 2026, alors que la consommation d’électricité peine à redémarrer.

L’enjeu est majeur : l’électricité, décarbonée à 95 %, ne représente encore que 25 % de l’énergie consommée en France, contre 60 % pour le pétrole et le gaz, largement importés. Pour inverser la tendance, le gouvernement mise sur des prix bas de l’électricité et sur des mesures d’accompagnement, notamment pour l’industrie, la mobilité électrique et les pompes à chaleur.

Mais les marges de manœuvre sont limitées. La fiscalité de l’électricité, plus élevée que celle du gaz, reste un sujet politiquement sensible, tandis que les filières des énergies renouvelables réclament de la visibilité sur les appels d’offres. Dans ce contexte tendu, la mission parlementaire confiée au député Raphaël Schellenberger devra proposer, d’ici six mois, des solutions concrètes pour lever les freins à l’électrification de l’économie française.

En 2026, plusieurs nouveautés importantes vont transformer le secteur de l’énergie en France. Le dispositif post-Arenh, qui permettait un accès régulé à l’électricité nucléaire historique, disparaît pour laisser place au versement nucléaire universel (VNU). Les industriels à forte consommation pourront sécuriser leur électricité via des contrats CAPN à long terme.

La production de biogaz sera soutenue par de nouveaux certificats de production (CPB), avec des obligations croissantes pour les fournisseurs et un prix prévu autour de 70 à 80 €/MWh. Les installations pouvant bénéficier du tarif d’achat seront désormais celles de plus de 200 kW.

Le Net Zero Industry Act (NZIA) imposera des critères de durabilité et d’approvisionnement local dans les appels d’offres, tandis que le mécanisme d’ajustement aux frontières (MACF) protègera les industriels européens face aux importations. Enfin, le mécanisme de capacité, qui garantit la sécurité d’approvisionnement, sera renouvelé pour intégrer les flexibilités décarbonées.

Ces changements visent à sécuriser l’électricité, soutenir les énergies renouvelables et encourager la production locale tout en accompagnant la transition énergétique.