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Selon Modo Energy, le marché français des batteries approche la saturation sur la réserve secondaire (aFRR), avec un parc proche de 1,5 GW pour un besoin d’environ 750 MW. Résultat : baisse des prix et revenus sous pression. L’évolution vers un pas de temps de 15 minutes et l’arrivée de nouvelles capacités renforcent la concurrence. Dans ce contexte, la rentabilité repose désormais sur des stratégies plus avancées et des outils d’optimisation performants.

Installer un panneau solaire sur un balcon est généralement autorisé en France. Les kits “plug and play”, composés d’un ou deux panneaux reliés à un micro-onduleur et branchés sur une prise, permettent de produire une électricité directement consommée dans le logement.

Faciles à installer, ces dispositifs séduisent les habitants d’appartements : la mise en place prend moins d’une heure et ne nécessite pas de travaux lourds. Leur production reste toutefois limitée, autour de 300 à 500 kWh par an, soit de quoi couvrir une partie des usages courants (réfrigérateur, box internet…).

Avant toute installation, il convient de vérifier le règlement de copropriété et de s’assurer du respect des normes de sécurité. Proposés entre 400 et 800 euros, ces kits pourraient se développer en France, dans un contexte de hausse des prix de l’électricité et d’essor de l’autoconsommation.

Le Conseil d’État a annulé, le 11 mars 2026, la baisse des aides MaPrimeRénov’ pour les équipements de chauffage au bois (poêles et inserts), introduite fin 2024.
L’arrêté prévoyait une réduction d’environ 30 % des forfaits, mais a été invalidé pour un motif juridique : l’absence de signature du ministre chargé de l’outre-mer, requise par les textes.

Cette décision entraîne un retour aux niveaux d’aides antérieurs, plus favorables, dans l’attente d’un nouvel arrêté conforme. Les dispositions concernant les chaudières, déjà modifiées en 2025, ne sont pas concernées

La Commission européenne lance une consultation sur le futur cadre juridique des énergies renouvelables et de l’efficacité énergétique après 2030. Un appel à contributions est ouvert jusqu’au 16 avril 2026, suivi d’une consultation publique jusqu’au 12 juin. L’objectif : préparer deux nouvelles directives alignées sur la cible climatique de l’UE, soit -90 % d’émissions de gaz à effet de serre d’ici 2040 (par rapport à 1990).

Côté renouvelables, Bruxelles envisage de mieux distinguer les technologies matures, déjà compétitives, des solutions émergentes nécessitant un soutien ciblé, tout en simplifiant les obligations des États membres. Sur l’efficacité énergétique, l’accent est mis sur l’harmonisation des règles et une utilisation plus stratégique de l’énergie, notamment dans les secteurs difficiles à décarboner, avec en ligne de mire une réduction des coûts administratifs sans compromis sur l’ambition environnementale.

Le financement participatif dédié aux énergies renouvelables continue de progresser en France, selon le baromètre annuel publié par Forvis Mazars et France FinTech. En 2025, 358 millions d’euros ont été levés pour des projets d’EnR, contre 352 millions en 2024, soit une hausse de 1,7 %.

Dans un marché global du crowdfunding en légère reprise (+1,8 %), les EnR représentent désormais plus de 20 % de la collecte totale, avec 407 projets financés en 2025. Cette dynamique est portée par plusieurs plateformes spécialisées, comme Enerfip, Lendosphere ou Lendopolis.

Le solaire capte environ 70 % des montants investis, devant l’éolien, la méthanisation et l’hydroélectricité. Le rendement brut moyen atteint 7,7 % en 2025, avec un niveau de risque jugé limité, ce qui contribue à attirer un nombre croissant d’investisseurs vers les projets liés à la transition énergétique.

La Cour des comptes dresse un bilan des aides publiques à la décarbonation de l’industrie, mises en place dans le cadre du plan de relance 2020 et de France 2030. Entre 2020 et 2024, 3,4 milliards d’euros ont été mobilisés pour soutenir les investissements visant à réduire les émissions de CO₂.

Malgré une baisse de 57 % des émissions industrielles depuis 1990, l’industrie reste un secteur fortement émetteur : 58,7 Mt de CO₂ en 2024, soit 16 % des émissions nationales. Les matériaux de construction, la chimie, la métallurgie et l’agroalimentaire concentrent près de 90 % des émissions, avec 50 sites responsables de 58 % des émissions du secteur.

Les aides ont permis de cibler les sites les plus émetteurs et stratégiques pour la compétitivité, avec un effet positif sur l’innovation et la productivité. Toutefois, seulement une vingtaine des 56 sites les plus polluants ont bénéficié d’aides, et les dispositifs restent fragmentés et complexes, limitant leur portée sur l’ensemble du tissu industriel.

La Cour recommande d’instaurer dès 2026 une trajectoire prévisionnelle des aides, un suivi longitudinal des entreprises bénéficiaires et une stratégie globale pour préparer l’industrie française à la neutralité carbone en 2050.

Les investissements de RTE ont plus que doublé en quatre ans, atteignant plus de 3,3 milliards d’euros en 2025, soit une hausse de 122 %. La principale part concerne le renouvellement du réseau (1,3 milliard d’euros), afin de moderniser les infrastructures et renforcer leur résilience face aux aléas climatiques.

La progression la plus marquée concerne toutefois les raccordements liés à l’électrification des usages. Les investissements dans ce domaine ont augmenté de 74 % en 2025, alors que les demandes de raccordement ont été multipliées par huit en quatre ans. Environ 200 projets représentant 33 GW, notamment dans l’industrie, le numérique et l’hydrogène, ont déjà sécurisé leur accès au réseau.

Le gestionnaire prévoit de poursuivre cet effort en 2026, notamment avec des zones de raccordement anticipé dans les bassins industriels de Dunkerque et du Havre, ainsi que le développement d’interconnexions comme Celtic Interconnector et Golfe de Gascogne, qui doivent renforcer les capacités d’export d’électricité de la France d’ici 2030.

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.