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L’ACER ouvre une consultation publique, jusqu’au 8 mai 2026, pour analyser le développement du marché des contrats d’achat d’électricité (PPA) en Europe.

Afin d’identifier les freins réglementaires, financiers et de marché qui limitent leur essor. Ces contrats sont des clés pour sécuriser les revenus des renouvelables et réduire la volatilité des prix.

Le marché reste toutefois très hétérogène selon les pays, dans un contexte marqué par une baisse des signatures en 2025, malgré un regain début 2026. Les résultats alimenteront les futures évolutions du cadre européen.

Le député Raphaël Schellenberger identifie plusieurs leviers pour accélérer l’électrification industrielle, dans un rapport intermédiaire remis à Bercy.

Parmi les pistes : soutien renforcé de l’État pour les sites les plus émetteurs, développement de solutions clés en main pour les industries diffuses, et mobilisation des Certificats d’économies d’énergie avec des bonifications ciblées.

Le rapport insiste aussi sur la nécessité de lever les freins liés aux réseaux et de simplifier les procédures pour déclencher rapidement les investissements.

Le gouvernement met à jour la circulaire encadrant le renouvellement des parcs éoliens terrestres, avec un ajustement technique : le seuil d’augmentation de hauteur considéré comme « notable » passe de 33 % à 35 %.

En dessous de ce seuil, aucune nouvelle autorisation environnementale n’est requise, tandis qu’au-delà de 50 %, la modification est jugée substantielle. Entre les deux, l’appréciation reste au cas par cas.

Pour la filière, cette évolution, bien que limitée, élargit les possibilités de modernisation des parcs existants et constitue un signal en faveur du repowering, même si des attentes subsistent sur des mesures plus structurantes.

Quatre textes réglementaires viennent finaliser la réforme du mécanisme de capacité, pilotée par Commission de régulation de l’énergie, pour une entrée en vigueur au 1er novembre 2026.

Le dispositif change de logique : RTE sera désormais chargé d’acheter les capacités via des enchères, tandis que fournisseurs et gros consommateurs financeront le système. Les besoins seront définis à partir d’une courbe de demande validée par le régulateur.

Pour la première période (2026-2027), un scénario de décarbonation lente est retenu, sans risque identifié pour la sécurité d’approvisionnement. Un volume de 4,7 GW sera réservé aux flexibilités décarbonées (batteries, effacement), avec un prix plafond fixé à 72 €/kW.

Face à l’absence d’objectif de stockage dans la PPE 3, l’Association Environnement Juste propose d’imposer une capacité de stockage pour les installations renouvelables de plus de 10 kWc, afin d’intégrer la flexibilité dès la production.

L’enjeu est de taille : avec 48 GWc de solaire visés d’ici 2030, une production très intermittente pourrait accentuer les déséquilibres du réseau. Sans stockage, ces variations doivent être compensées par des moyens pilotables ou des renforcements d’infrastructures, avec un coût collectif élevé.

Pour répondre à ce défi, l’association met en avant la technologie sodium-ion, jugée plus adaptée à un déploiement massif. Contrairement aux batteries lithium, elle repose sur des matériaux abondants et pourrait offrir des coûts plus faibles et une meilleure souveraineté industrielle.

L’objectif est d’internaliser la gestion de l’intermittence, limiter l’écrêtement de production et faire du stockage un pilier structurant de la transition énergétique.

Une proposition de loi portée par le sénateur Michel Masset vise à réformer les règles de raccordement des énergies renouvelables, en abandonnant la logique du « premier arrivé, premier servi » au profit d’une priorisation des projets.

Le but étant de désengorger les réseaux en écartant les « projets fantômes » et de donner la priorité aux projets les plus matures. Le texte prévoit aussi de responsabiliser les développeurs, notamment via des études préalables de raccordement.

Si la réforme pourrait améliorer l’efficacité du système, elle suscite des inquiétudes dans la filière, en raison du risque de freins supplémentaires pour les petits acteurs et d’un encadrement plus strict du développement des EnR.

Attendu cette semaine, le plan d’électrification de l’économie vise à accélérer la sortie des énergies fossiles. Mais pour Guillaume Faure, il pourrait manquer un levier clé : la flexibilité de la demande.

Dans un système marqué par la montée des renouvelables, électrifier sans piloter les usages risque d’accentuer les déséquilibres. Les épisodes récents de prix négatifs, y compris en hiver, illustrent déjà ces tensions entre production et consommation.

L’enjeu n’est donc plus seulement de produire plus d’électricité décarbonée, mais de mieux répartir les consommations dans le temps. Sans cela, l’électrification pourrait déplacer les contraintes plutôt que les résoudre.

Face à la hausse des prix négatifs, la Commission de régulation de l’énergie propose de faire évoluer le soutien au photovoltaïque pour favoriser les projets intégrant du stockage. Objectif : mieux valoriser la production solaire et limiter son coût pour les finances publiques.

En 2025, 513 heures de prix négatifs ont été recensées, entraînant la perte de 1,6 TWh de production solaire selon RTE. Pour y répondre, le régulateur mise sur les batteries afin de lisser la production et capter les prix les plus favorables.

Parmi les pistes : un nouveau modèle de soutien pour les projets « PV + stockage », une modification du prix de référence et des incitations à stocker plutôt qu’injecter en période de prix négatifs. Ces mesures pourraient être testées prochainement dans les appels d’offres.

Le think tank Ember souligne que les nouvelles capacités solaire et éolienne installées en 2025 permettent de remplacer plus d’un septième de la production mondiale de gaz. Depuis le début des tensions géopolitiques, elles ont déjà évité 330 TWh de production électrique à partir de gaz, soit plus de 40 milliards de dollars d’économies. Avec 814 GW ajoutés en un an, les renouvelables (tirées par le solaire) s’imposent comme un levier majeur de sécurité énergétique et de réduction de la dépendance aux fossiles.

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.