La société lorraine La Française de l’Énergie (FDE) a annoncé, lundi 31 août, la mise en service de deux nouveaux moteurs de production d’électricité sur son site de Rouvignies, dans les Hauts-de-France. Une étape supplémentaire dans un plan de déploiement qui vise à transformer un passif minier centenaire en actif énergétique décarboné, avec le soutien contractuel d’EDF.
Un parc en expansion rapide
Les deux moteurs de 1,5 mégawatt (MW) mis en route à Rouvignies portent à 19 le nombre d’unités en production pour FDE, soit une hausse de 27 % depuis juin 2026. Ils viennent s’ajouter aux deux moteurs déjà installés en juin sur le site voisin d’Angres. Le gaz alimentant ces installations provient du sondage S16, dont la teneur en méthane dépasse 80 %, un niveau élevé pour cette ressource.
Selon le communiqué publié par l’entreprise, la production de Rouvignies équivaut à la consommation électrique d’environ 3 500 foyers et permet d’éviter l’émission de 550 000 tonnes de CO2 par an. FDE indique avoir déjà sécurisé 16 moteurs supplémentaires sur les trois prochaines années, avec un objectif affiché de doublement de sa capacité de production d’électricité bas carbone d’ici 2030.
Sur le plan financier, la société évalue à 18 millions d’euros le chiffre d’affaires annuel additionnel généré par ce programme de déploiement, pour environ 10 millions d’euros d’EBITDA supplémentaire. « Deux mois après Angres, la mise en service du site de Rouvignies illustre la capacité du Groupe à exécuter son plan », a commenté Antoine Forcinal, directeur général de FDE, cité dans le communiqué.
Un cadre contractuel sécurisé avec EDF
L’élément clé du modèle économique de FDE tient au mécanisme d’obligation d’achat négocié avec EDF : chaque nouveau moteur bénéficie d’un contrat de 15 ans à un tarif de 80 euros le mégawattheure, indexé sur l’inflation. Cette visibilité tarifaire de long terme sécurise les investissements de l’entreprise et distingue son modèle de celui d’opérateurs exposés aux prix de marché de l’électricité, particulièrement volatils depuis la crise énergétique de 2022.
Le déploiement s’inscrit dans un cadre réglementaire construit progressivement depuis le début de l’année. Une convention Gaz de Mines a été signée le 8 janvier 2026 entre l’État et FDE, formalisant les conditions d’exploitation de cette ressource. Un arrêté préfectoral du 20 mai 2026 a ensuite acté le transfert effectif de 18 ouvrages miniers vers l’entreprise — des sondages de décompression forés par l’État dans les années 2000 pour évacuer le gaz des anciennes galeries, à l’origine pour des raisons de sécurité plutôt que de production énergétique.
Le grisou, passif minier transformé en ressource
Le gaz de mine, longtemps redouté sous le nom de grisou pour les explosions qu’il a provoquées dans les exploitations charbonnières du Nord-Pas-de-Calais, continue de s’échapper naturellement des galeries abandonnées depuis la fermeture des dernières mines dans les années 1990. Composé majoritairement de méthane, il représente à la fois un risque résiduel (remontées de gaz en surface) et une ressource énergétique locale, jusqu’ici largement sous-exploitée. Des estimations avancées ces dernières années évoquaient un potentiel de plusieurs milliards de mètres cubes de gaz encore piégés dans les anciennes galeries du bassin minier.
La Française de l’Énergie, via sa filiale Gazonor, opère cette valorisation depuis plusieurs années dans la région, notamment pour alimenter des réseaux de chauffage urbain — les habitants de Béthune bénéficient depuis 2021 d’une source de chaleur locale et compétitive issue de cette filière. L’entreprise, dont le siège se trouve à Pontpierre (Moselle) et dont le titre est coté sur Euronext Paris sous le symbole FDE, revendique une diversification progressive vers l’hydrogène décarboné, le biogaz et le solaire, tout en conservant le gaz de mine comme cœur de son activité actuelle.
Un angle de souveraineté énergétique locale
Au-delà du cas industriel individuel, cette annonce illustre une tendance plus large que Refrance a régulièrement observée : la volonté française de mobiliser des ressources énergétiques domestiques, même marginales à l’échelle du mix national, pour réduire la dépendance aux importations et sécuriser un socle de production pilotable et décentralisé. Contrairement à l’éolien ou au solaire, la production issue du gaz de mine n’est pas intermittente, ce qui lui permet de fournir un complément stable au réseau local, dans une région historiquement industrielle et énergivore.
Le pari reste toutefois circonscrit : le gaz de mine ne représente qu’une fraction marginale du mix électrique français, très largement dominé par le nucléaire. Mais dans un contexte où la Commission de régulation de l’énergie (CRE) et RTE examinent les besoins d’investissement massifs du réseau électrique à l’horizon 2040, et où le prix du gaz importé a été revu à la hausse au 1er septembre pour les consommateurs français, la capacité d’un opérateur français à transformer un vestige industriel en source d’électricité contractualisée sur quinze ans illustre une piste concrète — certes modeste — de réduction de la dépendance énergétique extérieure.
FDE doit publier ses résultats annuels le 20 octobre 2026, une échéance qui permettra de mesurer l’avancement réel de son objectif de doublement de capacité.
