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Plusieurs candidats, dont le numéro 2 du gestionnaire de réseau et une secrétaire générale adjointe de l’Elysée sont sur les rangs pour remplacer Xavier Piechaczyk, bientôt nommé à la RATP.

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Les profils sérieusement envisagés pour remplacer Xavier Piechaczyk se compteraient sur les doigts d’une main. | Artur Widak/NurPhoto via Getty Images

January 13, 2026 9:01 pm CET
By Nicolas Camut
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Hauts fonctionnaires et industriels intéressés
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Des processus peu transparents
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Officiellement, c’est au conseil de surveillance de RTE que revient l’honneur de proposer un nom au gendarme de l’énergie, la CRE, et au ministre Roland Lescure, puis de tamponner la nomination grâce à un vote.

Il réunit les actionnaires de l’entreprise, à savoir la Caisse des dépôts, EDF et CNP Assurances aux côtés de l’Etat et de représentants des salariés. Mais les textes européens et la loi proscrivent, pour garantir l’impartialité des systèmes électriques, qu’un dirigeant de RTE ait exercé des fonctions dans les trois années précédentes chez EDF ou ses filiales.

En pratique, l’usage veut que l’Agence des participations de l’Etat, appuyée par le ministère de l’Energie et l’Elysée, ainsi qu’EDF, effectuent une présélection en amont.

“Il y a une part d’opacité, reconnaît un troisième membre du conseil de surveillance. A ma connaissance, il n’y a pas de process”.

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Les prochaines années seront clés pour RTE, qui a planifié des investissements importants pour s’adapter aux changements climatiques et préparer la transition, faire face à une surproduction d’électricité et répondre aux propositions de la Commission européenne, qui veut faire participer la France à des interconnexions que RTE rechigne à financer seul.

Alexandre Léchenet et Pauline de Saint Remy ont contribué à cet article. Il a été mis à jour pour préciser le nom du président du conseil de surveillance de RTE.

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Ndlr :

• La "surproduction d’électricité" est actée ++
• "préparer la transition" ??? Pas encore prête ?! Dénoncer

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a recalculé les coûts complets du nucléaire d’EDF et ses revenus prévisibles pour 2026. Ces deux éléments essentiels servent à la mise en place du mécanisme post-Arenh, qui fixe les règles de redistribution de la rente nucléaire d’EDF, ou VNU (Versement nucléaire universel). EDF n’est pas d’accord avec la CRE.
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Aurélie Barbaux - 30 septembre 2025 \ 14h00 - 3 min. de lecture

Les calculs des revenus d'EDF de la CRE prévoient une production nucléaire de 362 TWh sur la période 2026-2028 (dont 8,3 TWh en moyenne pour Flamanville 3) et 358,4 TWh sur la période 2029-2031.

Malgré sa complexité, on y voit un peu plus clair dans le mécanisme post-Arenh (Accès régulé à l'électricité nucléaire historique) de versement pour le nucléaire universel (VNU), qui doit entrer en vigueur au 1er janvier 2026. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié le 30 septembre deux chiffres clés nécessaires au calcul du VNU. Pour rappel, il prévoit de taxer les éventuels surprofits d’EDF sur la vente de l’électricité nucléaire et de les redistribuer à tous les consommateurs, particuliers comme entreprises, au prorata de leur consommation. Si le gouvernement n’a toujours pas établi les règles de redistribution, ni fixé les seuils de déclenchement pour la période 2026-2028, il dispose désormais des éléments pour le faire.

Le 30 septembre, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié deux chiffres permettant à l’État de se décider, comme le prévoit la loi. Le premier concerne le coût complet de la production du nucléaire par EDF selon un mode de calcul publié par décret en septembre. Il exclut trois types de charges extra-financières, comme des pertes d’opportunité sur les placements de ses actifs dédiés, mais revalorise les coûts du capital. La CRE arrive à un coût total du nucléaire de 60,3 euros 2026 par mégawattheure produit (€/MWh) ou 61,5 €/MWh courants pour la période 2026-2028, proche de celui calculé en 2023. Ce coût grimpe à 63,4 €/MWh en euros 2026 (ou 68,4 € courants/MWh) pour la période 2029-2031. Cela est du principalement à l’augmentation pour EDF des charges liées à la gestion des combustibles usés par Orano, notamment la construction d’une nouvelle piscine, mais aussi de la hausse des investissements du grand carénage, le grand programme de maintenance du parc historique. EDF n’est pas d’accord et avance un coût de 64,4 €/MWh. La divergence entre les deux calculs porte sur le coût du capital, que la CRE fixe à 9,1% contre 11,3% pour EDF.
Un cout complet qui grimpe à partir de 2029

Grâce à ce calcul du coût complet du nucléaire par la CRE et aux données fournies par EDF, notamment les contrats de vente d’électricité déjà signés incluant une livraison au 1er janvier 2026, la CRE a pu estimer les revenus liés au nucléaire pour 2026 sur la base d’une trajectoire de production de 362 TWh sur la période 2026-2028 (dont 8,3 TWh en moyenne pour Flamanville 3) et 358,4 TWh sur la période 2029-2031 (dont 11,8 TWh en moyenne pour Fla 3), soit respectivement un taux de disponibilité moyen de 73,2 % et 74,5 % et un taux d’utilisation de 89,6% et 86,9%. Sur cette base, EDF devrait vendre pour 23,7 milliards d’euros en moyenne à 65,86 €/MWh. C’est à partir de ce chiffre, qui sera réactualisé début novembre, début décembre, puis fin décembre, que l’on saura si le mécanisme de VNU pourra se déclencher une fois que le gouvernement aura fixé les seuils de déclenchement. Il y en a deux : EDF sera taxé sur ses profits à 50 % sur un seuil calculé sur le coût complet du nucléaire plus une marge, qui devra se situer entre +5 et +25 €/MWh. Le VNU prévoit aussi une taxe de 90%, ou tarif d’écrêtement, qui se déclencherait sur un seuil basé sur le coût complet du nucléaire entre +35 et +55 €/MWh.
Pas de VNU en vue pour 2026

Ces seuils seront fixés par arrêté pour trois ans, normalement avant la fin de l’année. Mais, comme le constate Emmanuelle Wargon, la présidente de la CRE, avec un coût complet de 60,3 €/MWh et un tarif moyen de vente inférieur à 66 €/MWh, «il y a très peu de chances pour que le mécanisme de VNU se mette en place pour 2026». Ce nouveau dispositif post-Arenh ne devrait pas avoir d’influence sur les factures d’électricité pour 2026, ni à la hausse ni à la baisse. Pour les années suivantes, en revanche, la CRE ne s’avance pas. D’autant que le flou persiste sur les modalités d’éventuelle redistribution des surprofits d’EDF. La CRE milite pour un dispositif simple et universel, mais craint que le gouvernement ne soit tenté d’en faire un levier pour inciter les consommateurs à plus de flexibilité.
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Le 29 avril 2024, la Prospective de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a lancé un nouveau groupe de travail relatif à l’insertion des petits réacteurs modulaires (SMR/AMR) dans les systèmes énergétiques. Ce groupe de travail, co-présidé par Anne-Marie Choho, Directrice Générale de SETEC et François Lévêque, Professeur d’économie à Mines Paris – PSL, a présenté ce jour les principales conclusions de ses travaux lors d’une séance de restitution de son rapport, disponible sur le site de la CRE.

Le développement des petits réacteurs modulaires

Actuellement, de nombreux pays développent des projets de petits réacteurs modulaires (SMR) et de petits réacteurs modulaires avancés (AMR) comme solution de décarbonation de la production de chaleur et d’électricité, aussi bien sur leur territoire qu’à l’export. D’autres pays sont prêts à s’équiper quand la technologie sera disponible à l’échelle industrielle. SMR comme AMR font reposer leur compétitivité sur leur possibilité de modularité, de flexibilité d’usage et sur les effets de série massifs qui permettront d’amortir leurs coûts fixes élevés. A ce jour, même si différents pays (Chine, Russie, Etats-Unis) ont pris de l’avance, aucun n’a toutefois atteint l’effet de série, principalement en raison d’un manque de financement. Un financement significatif par pays, ou mieux à l’échelle européenne, concentré sur quelques projets prometteurs aurait un double effet gagnant pour l’Europe, en délai et en coût. C’est indispensable si l’on veut rattraper le retard et produire sur notre continent.
Le rapport s’interroge sur le chemin à suivre et les actions à entreprendre pour favoriser le déploiement des petits réacteurs modulaires dans les 25 prochaines années. Technologiquement plus matures, les SMR ont le potentiel d’être commercialisés dans les années 2030, tandis que les AMR, qui ont un potentiel d’usages plus large, nécessitent encore de longs travaux de recherche.
La production de chaleur, premier débouché des petits réacteurs modulaires

Connu / TG le 11/09/25 à 16:56
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Notre chargée de plaidoyer à Enercoop nous a partagé le rapport de la CRE sur le dvp des réacteurs SMR. Elle a qualifié le document de désastreux.

Il faut « intensifier les soutiens publics » et « prendre le pari », selon le groupe de travail prospectif de la CRE.
Lancé en avril 2024, il a présenté le 9 septembre son rapport sur les petits réacteurs modulaires (SMR/AMR). Un sujet sur lequel la Commission de régulation de l’énergie dit vouloir « ouvrir ses chakras » (sa délibération).
Pour les SMR, qui « pourraient être commercialisés dans la décennie 2030 », l’UE peut « rattraper » ses concurrents, à condition de « financements publics significatifs [plusieurs milliards d’euros, ndlr] pour un petit nombre de projets », préviennent les coprésidents du groupe de travail, Anne-Marie Choho (DG de Setec) et François Lévêque (économiste). L’échelle européenne créera « des effets de série » et permettra d’harmoniser les réglementations de sûreté, ajoutent-ils.
L’usage « le plus prometteur » étant la chaleur (zone urbaine et certains besoins industriels), la France devra, elle, « adopter la définition technologiquement neutre des réseaux de chaleur « efficaces ».
Et travailler sur l’acceptabilité « le plus en amont possible », alors que des sites commencent à être envisagés.
« Acceptons de prendre le pari », a déclaré François Lévêque, ajoutant que « ce n’est pas du gâchis quand votre R&D n’aboutit pas ». La Commission européenne, qui prépare une stratégie sur les SMR, a promis un forum des parties prenantes d’ici à la fin de l’année.
... en particulier l'usage de réseau de chaleur qui me semble être une grosse prise de risque d'envoyer de l'eau avec un risque de contamination dans des milliers de radiateurs de logement
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connue /
https://twitter.com/EnergyInsiders/status/1051778959627735040
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Yves Marignac a retweeté EnergyInsiders @EnergyInsiders 15 oct. En réponse à @YvesMarignac
De fait, la majorité des experts du secteur électrique partagent déjà largement votre analyse et ne croient plus trop en l'avenir du nucléaire face aux renouvelables : cf par exemple http://fichiers.cre.fr/Etude-perspectives-strategiques/3Theses/2_These_Systemes_decarbones.pdf …
1 réponse 2 Retweets 5 j'aime
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Quand un pic de consommation d’électricité intervient, il y a deux façons deux réagir au niveau du réseau. Soit augmenter la production en lâchant de l’eau dans les barrages ou en démarrant des centrales thermiques, soit essayer de réguler la consommation en demandant à certains utilisateurs de consommer un peu moins, les petits ruisseaux faisant les grandes rivières, ce délestage permet d’absorber le pic. Ce dernier principe a été théorisé sous le nom d’”effacement diffus”. EDF l’a déjà plus ou moins mis en place dans certains foyers en fournissant une box qui module le tarif de l’électricité consommée en fonction de la demande nationale. Mais d’autres sociétés indépendantes des fournisseurs d’électricité commencent à se positionner aussi sur ce marché comme Voltalis.
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du fait de la complexité du marché de l’électricité désormais constitué de plusieurs fournisseurs (EDF, Poweo, Direct énergie, Enercoop).
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la commission cherche à encourager et pérenniser le dispositif d’effacement diffus mais demande à ce que ce soit l’opérateur d’effacement diffus qui s’occupe de faire payer ou de rémunérer les fournisseurs en fonction de ce qu’ils ont réellement produit et touché de leurs clients (en application de la loi). Je pense que jusqu’à présent EDF n’avait pas trop prêté attention au sujet car les quantités d’énergie en jeu étaient faibles et les opérateurs alternatifs encore peu développés. Mais la donne commençant à changer, ils cherchent à régulariser la situation pour ne pas se retrouver lésés par la mise en place du mécanisme d’effacement diffus.

Par ailleurs, la commission propose que l’opérateur d’effacement diffus soit rémunéré pour ce service sur la base d’un forfait annuel plutôt que sur la base d’une mise en concurrence par rapport au coût de production de l’électricité. Là encore, la recommandation me semble sage. Livrer l’écologie aux lois du marché n’est pas une bonne chose, on l’a constaté avec l’échec du marché des droits d’émissions. De plus on sent bien qu’en l’état actuel des choses, Voltalis profite abusivement d’une astuce financière pour se remplir les poches à bon compte. J’ajouterai un point, c’est que les kWh qui ne sont pas consommés au moment du pic ne sont pas réellement économisés, ils seront très probablement consommé dès que la consigne de Voltalis sera levée. L’effacement diffus décale la demande dans le temps plus qu’il ne la diminue durablement. Ca ne remet pas en cause son intérêt mais ça en réduit tout de même sa portée.

Sources:
Délibéré de la CRE
Communiqué de Voltalis
Discussions sur Energie 2007