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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.

Malgré la fin du dispositif Arenh au 31 décembre 2025, le gouvernement anticipe une stabilité des factures d’électricité pour la majorité des ménages français en 2026 et 2027. Selon Bercy, les prix bas de l’électricité décarbonée sur les marchés de gros permettront que le passage au nouveau mécanisme (le VNU : versement nucléaire universel) n’impacte pas les tarifs réglementés, qui concernent près de 20 millions d’abonnés.

Ce nouveau système laisse EDF vendre sa production nucléaire plus librement, tout en prévoyant une redistribution aux consommateurs si les prix dépassent certains seuils (78 € puis 110 €/MWh). Avec les prix actuels autour de 50 €/MWh, cette redistribution ne devrait toutefois pas intervenir. Le VNU vise à protéger les consommateurs tout en soutenant les investissements dans le nucléaire et le système énergétique de demain.

Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la consommation mondiale de charbon devrait atteindre un nouveau record en 2025, à 8,85 milliards de tonnes, en hausse d’environ 0,5 % par rapport à 2024. Principal contributeur aux émissions de CO₂ d’origine humaine, le charbon semble toutefois avoir atteint un palier : l’AIE anticipe une stabilisation, puis un léger recul d’ici 2030, sous l’effet de la montée en puissance des énergies renouvelables, du nucléaire et du gaz naturel liquéfié. La production d’électricité à partir de charbon, qui représente les deux tiers de son usage, devrait ainsi commencer à diminuer dès 2026, tandis que la demande industrielle resterait plus résistante. Les dynamiques varient selon les régions : stabilité en Chine, recul exceptionnel en Inde, regain aux États-Unis et baisse plus limitée que prévu dans l’Union européenne.

À l’heure du bilan de fin d’année, la filière photovoltaïque se prépare à une mutation profonde en 2026. Après une année 2025 marquée par des incertitudes réglementaires, la baisse des soutiens publics et le passage à des appels d’offres sur certains segments, le solaire amorce un changement de modèle. L’objectif n’est plus seulement d’installer des gigawatts, mais de créer de la valeur pour le système électrique.

Face à la réduction des tarifs d’achat et à un contexte budgétaire contraint, les acteurs misent désormais sur le stockage, la flexibilité, les PPA, l’autoconsommation collective et le rôle d’agrégateur pour mieux piloter la production selon les signaux de marché. Produire « au bon moment » devient aussi stratégique que produire beaucoup, dans une logique de capture rate.

Malgré un épisode qualifié de « darwinien » pour certaines entreprises, la filière a démontré son dynamisme et sa capacité d’adaptation, notamment lors du salon Energaïa. En 2026, le photovoltaïque entend prouver qu’il peut se développer durablement, avec moins de subventions, et s’imposer comme un pilier de l’électrification et de la transition énergétique.

L’Union française de l’électricité (UFE) a publié une note présentant 50 mesures pour accélérer l’électrification des usages dans l’industrie, les transports et le bâtiment, avec le soutien des acteurs des énergies renouvelables (SER, France renouvelables). Parmi elles, 15 mesures prioritaires incluent la parité de prix entre solutions électriques et fossiles, l’extension du crédit d’impôt pour la fabrication de bornes de recharge et de véhicules électriques, ainsi que le renforcement du leasing social pour les pompes à chaleur.

L’UFE préconise également une plateforme centralisant les aides à l’électrification et une campagne de communication pour valoriser les retours positifs des consommateurs. Du côté des EnR, la fin du « stop’n’go » est soutenue afin de maintenir la production renouvelable, considérée comme un levier clé de l’électrification locale.

Cette initiative s’inscrit dans un contexte où le gouvernement prépare son plan national d’électrification, auquel s’ajoutent d’autres contributions d’EDF et de missions dédiées à l’industrie. L’ensemble vise à sécuriser et accélérer la transition vers des usages électriques tout en soutenant la production renouvelable.

En cette fin d’année, le ministère de la Transition écologique publie la troisième Stratégie nationale bas carbone (SNBC 3), avec deux ans de retard. Fixant la voie vers la neutralité carbone en 2050. L’objectif : réduire de moitié les émissions territoriales d’ici 2030 et atteindre un budget carbone décroissant de 5 % par an jusqu’en 2038. La production d’énergie devra voir ses émissions chuter de 67 % d’ici 2030, avec une sortie progressive du charbon dès 2027 et du pétrole et du gaz autour de 2040-2050. La SNBC prévoit également la décarbonation des transports, du bâtiment et de l’industrie, incluant le développement de l’électricité bas carbone, de l’hydrogène et de la capture de CO₂. Ces ambitions se heurtent toutefois à des financements en baisse pour la transition énergétique et à des objectifs jugés difficiles à tenir par certains acteurs.

La consommation d’électricité augmente en moyenne de 5 % en décembre par rapport à janvier, selon une étude du comparateur LeLynx. En cause : l’accumulation des usages liés aux fêtes de fin d’année, entre décorations lumineuses, repas festifs et chauffage plus sollicité.

D’après l’étude, la seule journée de Noël coûte en moyenne 29 % de plus qu’un jour d’hiver classique, notamment à cause du fonctionnement prolongé du four et des plaques de cuisson. Quatre guirlandes lumineuses peuvent, à elles seules, ajouter environ 6 euros sur le mois, tandis que les repas des 24 et 25 décembre représenteraient jusqu’à 24 euros de surcoût pour un foyer type.

LeLynx rappelle que ces dépenses varient fortement selon les équipements et les habitudes, et souligne l’intérêt d’opter pour des éclairages LED et de surveiller les usages énergivores pendant cette période.

Selon une étude de Météo-France, la France métropolitaine et la Corse pourraient connaître un réchauffement moyen de +2,7 °C d’ici 2050, dans un monde à +2 °C. Les vagues de chaleur deviendraient plus longues et plus fréquentes, avec jusqu’à cinq fois plus de jours très chauds qu’aujourd’hui. Le seuil des 37 °C, rare dans les années 1990, pourrait devenir la norme lors de la journée la plus chaude de l’année.

Les impacts concerneraient l’ensemble du territoire : sols plus secs pendant un mois supplémentaire, feux de forêt plus fréquents, précipitations plus intenses (+10 %), et enneigement réduit en montagne, avec des conséquences économiques et environnementales notables. Face à ces évolutions, Météo-France appelle à renforcer l’adaptation, notamment via la trajectoire de réchauffement de référence pour l’adaptation au changement climatique (TRACC) et des outils d’aide à la décision pour les collectivités

Contrairement aux annonces de fin novembre, la nouvelle Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) ne sera pas publiée avant Noël. Le gouvernement indique que le calendrier n’est pas arrêté et renvoie désormais la publication à début 2026. Ce nouveau report prolonge l’incertitude pour les acteurs de l’énergie, alors que la feuille de route actuelle accuse déjà près de trois ans de retard.

Les objectifs du photovoltaïque restent notamment en suspens. Les derniers chiffres évoqués font état de 54 GW installés en 2030, contre 60 GW initialement envisagés, avec une fourchette de 65 à 90 GW en 2035. Mais ces cibles pourraient encore être revues, dans un contexte marqué par l’analyse de RTE sur une situation d’abondance d’électricité et par l’audit en cours sur le coût des énergies renouvelables, dont les conclusions sont attendues au printemps 2026.

FAUX !

Les panneaux photovoltaïques durent en moyenne 30 ans, et leur durée de vie pourrait même atteindre 40 ans selon les premières observations. La garantie constructeur (souvent 80 % de performance après 20–25 ans) ne correspond pas à leur fin de vie réelle : la plupart continuent à produire bien au-delà.

Seul l’onduleur doit être remplacé au bout de 10 à 12 ans, un coût prévu dans tout projet solaire. Grâce à cette longévité et à un rendement qui reste performant dans le temps, les panneaux restent une solution durable et écologique.