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Après les tensions de la crise énergétique, le système électrique français connaît aujourd’hui une situation de surcapacité. La bonne disponibilité du nucléaire et de l’hydroélectrique, conjuguée à l’essor des renouvelables et à une consommation atone, entraîne une multiplication des heures de prix négatifs : plus de 250 recensées mi-2025.

Pour limiter ces déséquilibres, plusieurs mesures ont été mises en place. Les grandes installations renouvelables peuvent désormais être appelées à réduire leur production, et certains parcs éoliens en mer ont vu leurs contrats adaptés pour participer au mécanisme d’ajustement.

Une réforme clé interviendra en 2026 avec l’évolution du mécanisme de capacité, qui intégrera directement effacement et stockage pour offrir plus de visibilité aux investisseurs. Une feuille de route sur la flexibilité sera également transmise à la Commission européenne. Pour RTE, il s’agit de doubler rapidement le volume de consommation pilotable, afin de garantir la stabilité d’un système de plus en plus tributaire des énergies renouvelables.

Après vingt ans de différend, la France et la Commission européenne ont trouvé un accord de principe pour solder les précontentieux bloquant l’investissement dans les barrages. Les concessions échues seraient remplacées par un régime d’autorisation à préciser, sans transfert de propriété des ouvrages de l’État vers les énergéticiens. Les ouvrages de la CNR (statut spécifique) ne sont pas concernés. Le maintien des exploitants historiques (notamment EDF) est jugé nécessaire pour des raisons de sécurité, de gestion de l’eau, de maintien des compétences/emplois et de retombées locales. En contrepartie et pour atténuer la position dominante d’EDF, 6 GW de capacités hydroélectriques (environ un tiers du parc) seront mis aux enchères sous le contrôle de la CRE, accessibles aux autres fournisseurs. Une proposition de loi, portée sur la base du rapport Battistel–Bolo, doit détailler ces mesures et pourrait être examinée à l’automne, selon le contexte politique.

La réforme du diagnostic de performance énergétique (DPE), annoncée le 9 juillet par le Premier ministre, entrera en vigueur le 1er janvier 2026. Un arrêté publié mardi au Journal officiel confirme l’abaissement du coefficient de conversion de l’électricité, qui passera de 2,3 à 1,9. Cette évolution permettra à près de 850 000 logements de sortir de la catégorie des passoires énergétiques, sur les 5,8 millions actuellement classés F ou G.

Concrètement, la modification vise à corriger une inégalité de traitement qui pénalisait jusqu’ici les logements chauffés à l’électricité, pourtant moins émettrice de CO₂ grâce à la place du nucléaire dans le mix français. Les propriétaires pourront actualiser gratuitement leur DPE via la plateforme de l’Ademe, sans avoir recours à un diagnostiqueur.

Cette réforme devrait améliorer la note d’un cran au maximum pour certains logements. Si les associations de consommateurs dénoncent une mesure jugée « arbitraire », affaiblissant l’outil de rénovation énergétique au détriment des locataires précaires, les fédérations immobilières saluent au contraire une décision qui maintient de nombreux biens sur le marché locatif.

Les valeurs solaires américaines flambent en Bourse depuis que le Trésor américain a assoupli, vendredi 15 août, les règles d’attribution des subventions fiscales pour les projets éoliens et solaires. Ces nouvelles directives, jugées plus souples et moins contraignantes que prévu, prolongent notamment les crédits d’impôt jusqu’en 2030 pour la majorité des développeurs.

Résultat immédiat : SunRun a bondi de 32 %, SolarEdge de 16,7 %, Enphase Energy de 8,1 %, et First Solar de 11 % dès le lendemain. La tendance s’est poursuivie en début de semaine avec d’autres hausses notables chez Complete Solaria, Shoals Technologies, Array Technologies ou Nextracker.

Après des années de lenteur et de contentieux, l’éolien en mer français pourrait enfin prendre le large. Les usagers de la mer se sont entendus sur de nouvelles zones propices au développement de parcs offshore, ouvrant la voie à une planification plus ambitieuse et structurée.

Fini les appels d’offres au coup par coup : place à une logique de lots, avec pour horizon les 45 GW installés d’ici 2050, contre seulement 1,5 GW fin 2024. Dès 2025, la Commission de régulation de l’énergie prévoit de lancer un appel d’offres géant pour 9,2 GW répartis sur six projets, dont quatre parcs flottants en Bretagne, dans le golfe du Lion et le golfe de Gascogne.

Objectif intermédiaire, 20 GW installés d’ici à 2035. Un défi colossal pour une filière qui n’a vu émerger qu’un seul parc pleinement opérationnel à ce jour, celui de Saint-Nazaire, après plus de dix ans de procédures.

Après un mois de juillet plus calme sur le marché de gros, les prix négatifs n’en restent pas moins en passe de battre des records en 2025. Si le mois dernier n’a compté que 7 heures à prix strictement négatif (contre 60 heures en moyenne de janvier à juin), le cumul annuel atteint déjà 363 heures, dépassant le record de 359 heures établi en 2024, selon RTE.

Deux facteurs expliquent la baisse de ces épisodes en juillet, la chute de la production hydraulique et la hausse des exportations. Mais les mois précédents pèsent lourd, d’autant que le facteur de charge pendant les heures négatives, plus élevé qu’en 2024 en raison d’un meilleur ensoleillement, accentue les pertes pour les producteurs, notamment photovoltaïques.

Résultat, 2025 s’annonce comme une année noire pour les producteurs sous complément de rémunération et ceux hors aides, qui subissent de plein fouet les prix négatifs. Et la tendance pourrait empirer avec le passage du marché spot à une résolution de 15 minutes, une évolution qui mettra à rude épreuve les capacités d’ajustement de certaines installations.

La Commission européenne a lancé, le 7 août, un appel à contributions pour préparer son futur plan d’investissement dans les transports durables (STIP), attendu d’ici la fin du troisième trimestre 2025. Objectif : accélérer la décarbonation des transports, en priorité via le développement des carburants alternatifs pour l’aviation et le maritime.

Bruxelles alerte sur les nombreux projets de production de carburants de synthèse en Europe qui peinent à attirer les financements nécessaires, freinés par des incertitudes économiques et réglementaires. Le STIP, non législatif mais stratégique, visera à sécuriser les investissements et à fournir un cadre clair pour l’ensemble des acteurs concernés.

La Commission promet une approche coordonnée à l’échelle de l’Union pour éviter toute fragmentation du marché, réduire les risques perçus et positionner l’industrie européenne en tête de la production mondiale. L’appel à contributions est ouvert jusqu’au 4 septembre.

Le cahier des charges de l’appel d’offres simplifié « S21 » est paru dans les temps, rassurant sur la tenue de la première période (octobre-décembre 2025). Si la filière salue quelques avancées, comme l’ouverture à l’autoconsommation collective ou la suppression de l’obligation de certification ISO pour les installateurs, le reste du dispositif suscite de vives inquiétudes.

Avec seulement 192 MW alloués pour cette première période, contre plus de 800 MW lors du dernier trimestre sous obligation d’achat, le volume est jugé largement insuffisant. « Plus qu’un coup de frein, c’est un signal désastreux », dénonce François Guérin, président de See You Sun.

Autre point de tension : le prix plafond, fixé à 95 €/MWh. Jugé trop bas pour certaines installations plus coûteuses comme les ombrières de parking ou les hangars agricoles, il risque d’écarter ces projets du marché. « À ce tarif, une ombrière ne passe pas sans financement public ou privé complémentaire », prévient Hadrien Clément, président du Solaire territorial.

Entré en vigueur le 1er août 2025, le nouveau tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE 7) introduit des incitations inédites pour favoriser le stockage par batteries et la flexibilité du réseau. Selon Aurora Energy Research, les batteries installées dans les zones à forte production renouvelable pourraient tirer un fort bénéfice de cette réforme, notamment via des tarifs optionnels avantageux.

La nouvelle tarification, qui s’applique pour quatre ans, reflète davantage les réalités locales du réseau et les coûts croissants liés à l’intégration des énergies renouvelables. Elle prévoit notamment une hausse de près de 18 % des tarifs variables en période de pointe.

Avec une cartographie plus fine du réseau, TURPE 7 distingue désormais les zones de consommation et d’injection, afin d’encourager le déploiement des actifs flexibles là où leur présence est stratégique. D’après les modélisations d’Aurora, les batteries autonomes de 2 heures raccordées aux réseaux HTB2 dans les zones d’injection pourraient gagner jusqu’à 1,7 point de TRI grâce à ces nouveaux tarifs.

Un décret et deux arrêtés publiés le 1er août 2025 au Journal officiel modifient les règles du chèque énergie. Si cette aide, comprise entre 48 € et 277 € selon les revenus, continue de permettre aux foyers modestes de régler leurs factures d’énergie, elle ne pourra plus être utilisée pour financer des travaux de rénovation énergétique.

Une décision assumée par le gouvernement, qui justifie cette suppression par un usage trop faible du « chèque travaux » (à peine 1 500 par an) et par l’existence de dispositifs plus efficaces, comme MaPrimeRénov’ ou les certificats d’économie d’énergie (CEE).

Les chèques travaux déjà émis restent valables jusqu’à leur expiration. En 2025, l’envoi des chèques énergie reste automatique pour les ménages dont le revenu fiscal de référence par unité de consommation est inférieur à 11 000 €.

Le dispositif pourra également être utilisé pour payer les charges de chauffage dans des structures comme les Ehpad, résidences autonomie ou logements-foyers.

Attendue début août, la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3) ne paraîtra finalement qu’à la toute fin de l’été. Malgré un texte prêt à être publié le 1er août au Journal officiel, Matignon a suspendu sa diffusion in extremis, invoquant officiellement des « relectures finales » mais en réalité freiné par des tensions internes à la majorité.

Le gouvernement cherche à éviter une motion de censure brandie par le Rassemblement national, qui exige que la loi de programmation énergétique – dite « PPL Gremillet » – soit adoptée avant la publication de la PPE. Son examen est prévu le 22 septembre, date butoir fixée par l’exécutif.

En coulisses, les arbitrages se multiplient. Le ministre de l’Énergie, Marc Ferracci, pousse à publier, soutenu par François Bayrou. Mais Patrick Mignola, aux Relations avec le Parlement, freine. Pour apaiser les oppositions, un nouveau cycle de concertations parlementaires s’ouvrira mi-août. Objectif : expliquer, sans retoucher, un texte dont la publication reste politiquement risquée.

Face à la recrudescence des fraudes, le ministère du Logement durcit le ton. À partir du 1er octobre 2025, tout professionnel réalisant plus de 1 000 diagnostics de performance énergétique (DPE) par an sera automatiquement suspendu, sauf justification valable. Un arrêté publié le 1er août au Journal officiel marque une nouvelle étape dans la fiabilisation de cet outil clé pour la rénovation énergétique.

L’objectif : garantir la qualité des diagnostics, s’assurer que chaque visite soit bien effectuée, et restaurer la confiance des Français. Les diagnostiqueurs concernés bénéficieront toutefois d’un droit au contradictoire.

Ce durcissement s’inscrit dans un plan d’action plus large. Dès juin, le gouvernement a instauré des contrôles renforcés, une certification plus stricte, un QR code obligatoire à chaque intervention et un système de détection automatique des fraudes via la base de données de l’Ademe. Les professionnels sanctionnés seront inscrits sur une liste noire pour 18 à 24 mois.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a validé le 23 juillet les nouvelles règles proposées par le gestionnaire de réseau RTE, visant à valoriser les flexibilités de consommation d’énergie. À partir du 1er septembre, les consommateurs pourront ajuster leur consommation en fonction des périodes de prix les plus avantageuses. Cette mesure, qui permet de décaler la consommation d’électricité pendant des périodes à prix négatifs ou proches de zéro, vise à mieux répondre aux besoins croissants de flexibilité du système électrique, notamment en été et au printemps.

La CRE a expliqué que ces nouvelles règles, qui introduisent la possibilité de valoriser les reports et anticipations de consommation, s’inscrivent dans un cadre plus large de gestion des modulations de la demande. Autrefois désignées sous le nom de Nebef (« notification d’échange de blocs d’effacement »), les règles évoluent pour devenir Nebco (« notification d’échange de blocs de consommation »), afin de mieux refléter cette flexibilité accrue.

Depuis 2024, le système électrique français fait face à des besoins de flexibilité de plus en plus importants. Ces nouvelles mesures devraient offrir une solution supplémentaire pour réguler l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité, en particulier lors de périodes de forte demande ou de production excédentaire.

Le ministre de l’Énergie, Marc Ferracci, a présenté ce mercredi sept mesures pour dynamiser la filière géothermique, dans la continuité de la mission parlementaire lancée en avril. Intégrées au futur plan national, ces mesures visent à simplifier les procédures, améliorer la connaissance du sous-sol et répondre aux besoins de main-d’œuvre.

Dès l’automne, les projets de géothermie de surface bénéficieront d’un régime déclaratif allégé, avec un relèvement du seuil à 2 MW. D’autres simplifications sont prévues d’ici 2026, notamment pour le stockage de chaleur. Un appel à manifestation d’intérêt sera également lancé pour identifier les ressources profondes encore méconnues.

Le gouvernement s’attaque par ailleurs à l’accès aux données : les délais de confidentialité seront réduits, avec une publication plus rapide des données financées sur fonds publics. Enfin, un renforcement du réseau d’animateurs régionaux et un décret exceptionnel sur le temps de travail des foreurs sont attendus d’ici la fin de l’année. Objectif : multiplier par quatre la production de chaleur géothermique d’ici 2035.

Après une suspension estivale due à un afflux massif de demandes et à des risques de fraude, le dispositif MaPrimeRénov’ pour les rénovations globales rouvrira le 30 septembre, mais sous conditions beaucoup plus restrictives. Seuls 13 000 dossiers pourront être déposés d’ici la fin de l’année, principalement par les ménages très modestes dans un premier temps, pour éviter de dépasser le budget 2025 déjà largement entamé. Le plafond de travaux subventionnables sera réduit de 70 000 à 40 000 euros, et seules les rénovations de logements très énergivores (classés E, F ou G au DPE) seront désormais éligibles, sans bonus « passoire énergétique ». Le montant maximal d’aide sera limité à 32 000 euros, jugé insuffisant par la filière pour certaines rénovations.

Le gouvernement promet le maintien de MaPrimeRénov’ en 2026, mais de fortes incertitudes persistent sur les orientations budgétaires à venir. Professionnels et bénéficiaires s’inquiètent d’un manque de visibilité et de moyens jugés insuffisants pour relever les enjeux de la rénovation énergétique.

Selon une étude menée par Enerdata pour l’Ofate, l’autoconsommation solaire, avec stockage par batteries, est financièrement avantageuse pour les sites industriels en France et en Allemagne sur un horizon de 20 ans. La rentabilité dépend fortement de l’ensoleillement et de la localisation, mais inclut aussi des paramètres comme la fiscalité et le prix de l’électricité. L’amortissement s’effectue plus rapidement en Allemagne (environ 6 ans) qu’en France (7 à 10 ans selon les sites), malgré un meilleur ensoleillement en France mais une fiscalité plus lourde et un prix de l’électricité moins élevé.

L’ajout de batteries permet d’atteindre jusqu’à 100 % d’autoconsommation, mais la rentabilité nécessite une stratégie industrielle de moyen terme. En France, l’essentiel de l’autoproduction est aujourd’hui thermique (valorisation de la chaleur fatale), notamment dans les secteurs agroalimentaires, chimiques et du papier. Il subsiste donc un grand potentiel de développement du photovoltaïque industriel, alors que l’Allemagne est déjà bien plus avancée sur ce terrain.

Un rapport remis au Gouvernement recommande d’impliquer davantage le secteur bancaire pour financer la rénovation énergétique, notamment dans les copropriétés, où l’accès au prêt reste complexe. D’ici 2034, près de dix millions de logements, dont beaucoup en copropriété, doivent être rénovés pour répondre aux normes environnementales et aux exigences de la loi Climat, ce qui représenterait un besoin de financement de 31 à 96 milliards d’euros par an selon les estimations.

Deux publics sont aujourd’hui insuffisamment couverts : les copropriétés et les propriétaires modestes ou âgés, faute d’offres bancaires adaptées. La mission propose donc de mutualiser les efforts du secteur bancaire, via un outil commun à plusieurs banques volontaires, centré sur le nouveau prêt collectif simplifié à destination des copropriétés. Ce dispositif mutualiserait les coûts, faciliterait la distribution des prêts, le suivi et la garantie environnementale des travaux, tout en s’appuyant sur les acteurs existants (syndics, AMO, etc.).

En parallèle, la mission insiste sur un meilleur accompagnement des ménages modestes, avec des solutions de préfinancement des aides publiques et une implication de l’État pour soutenir les nouveaux produits bancaires à destination des personnes fragiles.

En juin 2025, l’énergie solaire est devenue pour la première fois la principale source d’électricité de l’Union européenne, couvrant 22,1 % du mix contre 21,8 % pour le nucléaire. Cette progression historique s’explique par l’augmentation des capacités installées et des conditions météo exceptionnelles. Treize pays, dont la France, ont battu leur record de production solaire. L’éolien progresse aussi, atteignant des sommets jamais vus au printemps, grâce à de nouveaux parcs et à une météo favorable.

La demande d’électricité en Europe a cru de 2,2 % au premier semestre, soutenant ce boom renouvelable. Pendant ce temps, la part du charbon poursuit son recul, ne pesant plus que 6,1 % du mix, avec de nombreux pays fermant ou planifiant la fermeture de leurs centrales. Cependant, malgré un niveau historiquement bas (23,6 %), la production à partir de combustibles fossiles a légèrement augmenté, principalement à cause du recul de l’hydroélectricité et d’une forte hausse du gaz.

• Le Complément de Rémunération est aujourd’hui la voie privilégiée pour soutenir le développement de nouvelles installations de production d’électricité. Si l’obligation d’achat est encore majoritaire dans le stock de contrats soutenus, la situation devrait s’inverser autour de 2030.
• Les producteurs se reposent majoritairement sur des agrégateurs pour la commercialisation de l’énergie et la responsabilité d’équilibre. L’introduction du Complément de Rémunération a ainsi contribué au développement de l’activité d’agrégation de production EnR, qui a également profité aux installations non soutenues.
• L’existence d’un intermédiaire, l’agrégateur, peut avoir pour effet de diminuer la prise en compte par les producteurs des signaux de marché, notamment pendant la durée du contrat d’agrégation.

Les volumes envisagés pour l’appel d’offres simplifié venant remplacer le guichet ouvert du segment du solaire sur toiture 100-500 kW dit « S21 » prévue au plus tôt de septembre à décembre 2025, seraient de 192 MW en 2025 et 768 MW en 2026. La capacité proposée pour 2026 se révèle déjà inférieure de moitié aux mises en service des sites de 100 à 500 kW l’année dernière (1 789 MW).