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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.

Débrancher ses appareils la nuit permet bien de réduire la consommation liée aux veilles, mais l’impact reste modéré : environ 10 à 30 euros d’économies par an selon les usages.

En cause : une partie des équipements ne peut pas être coupée et la consommation en veille s’étale sur toute la journée. Au total, ces veilles représentent jusqu’à 300 à 500 kWh par an, soit 50 à 80 euros.

Le vrai levier consiste donc à supprimer les veilles en continu, via des multiprises à interrupteur ou une meilleure gestion des équipements, pour capter l’essentiel du potentiel d’économies.

RTE observe les premiers signes de développement de la flexibilité de la demande électrique, avec un cadre désormais en place et des acteurs qui commencent à s’en saisir. L’objectif est de mieux adapter la consommation aux périodes de forte production renouvelable et de prix bas.

Sans modification encore visible des courbes de consommation, le gestionnaire estime que la dynamique est enclenchée. Des outils de pilotage et des mécanismes de marché se développent, notamment dans le tertiaire et pour la recharge des véhicules électriques.

Les prochaines années devront permettre de passer d’initiatives ponctuelles à un véritable changement structurel des usages pour mieux équilibrer le système électrique.

La Commission européenne a publié des recommandations pour développer les Power Purchase Agreements (PPA), contrats directs d’achat d’électricité entre producteurs et consommateurs, considérés comme un levier clé pour financer les énergies renouvelables sans recourir uniquement aux subventions publiques.

Bruxelles identifie plusieurs obstacles, notamment réglementaires, et appelle les États membres à mieux articuler les mécanismes de soutien publics avec les PPA, afin d’éviter les distorsions de concurrence. Les contrats pour différence (CFD) pourraient ainsi être complétés par des reventes de production via des PPA, organisées dans le cadre d’appels d’offres.

La Commission encourage aussi une diffusion plus large du dispositif : inclusion des entreprises de taille moyenne, des acteurs publics, et développement de PPA “multi-acheteurs” pour mutualiser la demande. Elle propose également la création de plateformes dédiées et de systèmes de garanties pour réduire le risque prix et sécuriser les contrats.

La première conférence internationale dédiée à la sortie des énergies fossiles s’est achevée en Colombie avec une cinquantaine d’États volontaires, sans calendrier global mais avec plusieurs avancées politiques et scientifiques.

La France a marqué les débats en publiant une feuille de route détaillée vers la neutralité carbone en 2050 et l’abandon progressif des énergies fossiles. Un signal politique fort, même s’il repose principalement sur des engagements déjà existants.

Autre résultat : la création d’un groupe scientifique international chargé d’accompagner les États dans la planification de leur transition énergétique, tandis que le concept de “zones sans hydrocarbures” progresse, visant à protéger des régions écologiquement sensibles comme l’Amazonie ou le bassin du Congo.

Enfin, les participants ont fixé un nouveau rendez-vous en 2027 aux Tuvalu, État insulaire en première ligne face à la montée des eaux.

Avec son nouveau fonds d’obligations vertes, l’Union européenne veut mobiliser jusqu’à 20 milliards d’euros pour financer des infrastructures durables dans les pays émergents, en s’appuyant sur un effet levier entre financements publics et privés.

Le mécanisme repose sur un socle public (environ 1 milliard d’euros et des garanties européennes) pour sécuriser des projets jugés risqués et attirer les investisseurs privés. L’objectif n’est pas seulement de financer des projets, mais de structurer durablement le marché des obligations vertes dans ces régions.

Au-delà du climat, l’initiative s’inscrit dans une stratégie géopolitique : renforcer le rôle de l’Europe dans la finance durable mondiale, soutenir les pays les plus vulnérables et accroître l’influence de l’euro à l’international.

Un arrêté publié le 29 avril renforce les contrôles liés aux aides CEE pour les pompes à chaleur dans les logements collectifs et le tertiaire. Il concerne plusieurs technologies (air/eau, eau/eau et géothermie).

Les vérifications sur site seront progressivement renforcées : 50 % des installations en 2026, 75 % en 2027, puis 100 % à partir de 2028. Ces règles s’appliqueront aux opérations engagées jusqu’à fin 2030.

Enedis a enregistré 1 418 MW de nouvelles capacités photovoltaïques raccordées au réseau au premier trimestre 2026, un niveau stable par rapport à 2025 malgré le ralentissement du secteur.

Cette dynamique s’explique par l’inertie des projets déjà en file d’attente, qui atteint environ 10 GW en attente de raccordement.

Le segment de l’autoconsommation progresse légèrement, tandis que les installations avec stockage reculent fortement sur la période.

Le Conseil supérieur de l’énergie a validé un arrêté renforçant la modulation des installations renouvelables en cas de prix négatifs sur le marché de l’électricité.

Le texte, applicable au 1er mai 2026, impose aux producteurs d’ajuster plus finement leurs arrêts de production afin d’éviter des variations brutales sur le réseau, dans un contexte marqué par une hausse des épisodes de prix négatifs (513 heures en 2025).

Deux catégories d’installations sont créées pour lisser les réactions au signal prix et faciliter l’équilibrage du système électrique par RTE.

Les acteurs du marché alertent toutefois sur des délais de mise en œuvre jugés contraints, nécessitant des adaptations techniques rapides des systèmes de pilotage.

RTE va lancer début mai un appel d’offres journalier pour un nouveau service système de réserve rapide à la baisse (mFRR), destiné à absorber les excédents d’électricité sur le réseau. Le dispositif sera opérationnel dès le 6 mai, avec un guichet d’inscription ouvert aujourd’hui.

Les centrales renouvelables de plus de 10 MW pourront proposer leur capacité à réduire rapidement leur production ou à augmenter leur consommation, et être rémunérées pour cette flexibilité, en plus de l’énergie activée.

Ce nouveau mécanisme, désormais orienté vers la gestion des surplus, doit permettre à RTE de sécuriser l’équilibre du système face à la hausse des épisodes de surproduction électrique.

Le gouvernement a confirmé qu’il ne souhaitait pas supprimer l’Agence de la transition écologique (Ademe), mais engager une réorganisation pour renforcer sa coordination avec les services déconcentrés de l’État.

L’exécutif veut notamment mieux intégrer les équipes régionales de l’Ademe au sein des Dreal afin d’harmoniser les politiques publiques de transition écologique au niveau local.

L’Agence défend pour sa part son rôle et son indépendance, estimant être régulièrement ciblée par des critiques politiques.

La ministre de la Transition écologique a également évoqué des ajustements similaires pour l’Autorité environnementale, dans une logique de simplification et d’accélération des projets.

Le gouvernement a identifié 11,8 GW de parcs éoliens terrestres arrivant en fin de cycle entre 2026 et 2040, ouvrant la voie à de futures opérations de repowering.

Une circulaire demande aux préfets de porter une attention particulière aux projets de renouvellement situés dans les zones d’accélération définies par la loi Aper, considérées comme favorables à l’acceptabilité locale.

Les autorités estiment toutefois que le volume effectivement renouvelé dépendra fortement des conditions économiques et des choix de prolongation d’exploitation des parcs existants.