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I. Des fondations historiques aux effets structurants du mix énergétique français

A. Des Trente Glorieuses à la transition : genèse et mutations du mix national

1. La construction d’un bouquet énergétique cohérent

a. L’électricité, vecteur central de la modernisation industrielle

L’énergie se manifeste sous de multiples formes dans la nature et dans les activités humaines. Cependant, ce n’est qu’au XIXe siècle, avec la révolution industrielle, que se développent des procédés efficaces pour l’exploiter à grande échelle.

C’est également à cette époque qu’apparaît un nouveau moyen de transport de l’énergie, ou vecteur énergétique : l’électricité. Son essor est rendu possible par les travaux de plusieurs scientifiques majeurs, parmi lesquels Volta, Ampère, Ohm, Faraday ou Joule, qui ont permis, en à peine un siècle, de progresser considérablement dans la compréhension des phénomènes électriques.

À partir des années 1880, la France voit l’avènement des premières centrales hydroélectriques, qui utilisent le travail de l’eau pour produire de l’électricité. Les machines à vapeur, déjà utilisées dans l’industrie, sont associées à des générateurs électriques pour produire de l’électricité à partir de la chaleur (c’est ce qu’on appelle la production thermique).

Aux côtés d’autres formes d’énergie qui continuent à jouer un rôle majeur dans les transports, comme le charbon pour la locomotive à vapeur ou le pétrole pour la voiture à moteur à explosion, les centrales électriques contribuent de façon significative à l’aménagement du territoire français jusqu’à la Seconde Guerre mondiale. Une répartition assez nette se dessine alors : au Sud, dans les massifs montagneux et le long des grands fleuves, dominent les barrages hydroélectriques, tandis que le Nord de la France, doté de ressources en charbon, s’équipe surtout de centrales thermiques. Cette organisation territoriale reste d’ailleurs encore en partie visible aujourd’hui.

Dès la fin de la Seconde Guerre mondiale, la priorité est donnée à la lutte contre la pénurie énergétique. La France entre alors dans les « Trente Glorieuses », période marquée par une forte croissance économique. Pour accompagner cette dynamique, l’État engage d’importants investissements dans le secteur énergétique, en s’appuyant sur les réseaux existants.

Le Plan Monnet pour la période 1947-1950 [1], premier « Plan de modernisation et d’équipement », donne la priorité à l’énergie hydraulique, encore largement dominante dans la production électrique nationale. Cette énergie s’appuie sur un réseau de transport d’électricité plus développé que celui du thermique, qui se trouve cantonné dans les régions du Sud à un rôle de « régulation et de secours »[2].

Cependant, c’est la production thermique à flamme qui permet de rétablir, en 1954, l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité. En effet, l’expansion du parc hydraulique est freinée par les contraintes environnementales et des conditions climatiques défavorables limitent la production du parc existant. Surtout, les investissements nécessaires au développement de l’hydroélectricité s’avèrent trop coûteux pour concurrencer les centrales thermiques [3], notamment après la création de la Communauté économique du charbon et de l’acier (CECA) en 1952, puis la baisse des cours du pétrole entre 1958 et 1973.

En 1951, un changement d’approche est entériné avec la publication de la « note bleue », qui remplace les objectifs qualitatifs du plan Monnet par des critères strictement économiques. Désormais, les projets hydrauliques sont comparés à une centrale thermique au charbon standard, ce qui désavantage fortement l’hydroélectricité.

Les avancées technologiques dans le domaine thermique accentuent encore cette tendance, en abaissant les coûts de production de référence, au point qu’en 1962 la production thermique dépasse définitivement la production hydroélectrique : alors qu’en 1960, 56 % de l’électricité produite en France est d’origine hydraulique, en 1965 le thermique à flamme réalise à lui seul 55 % de la production.

Il convient toutefois de noter que la production hydroélectrique continue à croître régulièrement jusqu’aux années 1990. Mais cette croissance ne suit pas le rythme de l’augmentation globale de la production d’électricité [4], dont l’évolution historique est présentée ci-dessous (figure 1). Le nombre de projets hydrauliques jugés rentables diminue relativement aux alternatives fossiles, ce qui conduit à un désengagement progressif de la France du développement de nouvelles capacités hydrauliques.

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Figure 1. Répartition par source de la production brute d’électricité en France [5].

b. Le rôle déterminant des énergies fossiles dans la croissance d’après-guerre

L’augmentation significative de la production électrique d’origine thermique au cours de la période bénéfice dans un premier temps au charbon. La production nationale atteint son point culminant en 1958, avec 60 millions de tonnes extraites. Par la suite, cette production décline continûment, au point d’être divisée par trois en l’espace de vingt ans.

Pour compenser cette baisse, la France accroît ses importations, qui dépassent la production nationale à partir de 1978. À cette date, 54,3 % de la consommation totale de charbon est destinée à la production d’électricité, le solde étant utilisé soit comme énergie primaire par combustion directe, soit dans les hauts fourneaux pour la production de fonte et d’acier.

L’analyse des productions et importations d’énergies fossiles primaires ne peut donc s’effectuer qu’à l’échelle du bouquet énergétique global, et non au travers de la seule composante électrique. Dans ce cadre élargi, la part de l’hydroélectricité dans le bilan énergétique national recule de 10,5 % en 1960 à 8,3 % en 1970, puis à 5,7 % en 1973.

Comme l’illustre la figure 2, qui met en parallèle la production et la consommation d’énergie primaire, cette évolution résulte d’une croissance particulièrement soutenue de la consommation d’énergies fossiles importées, supérieure à celle de la production hydraulique.

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Figure 2. Production et consommation d’énergie primaire en France [6].

À partir de 1956, les sources d’énergie primaire destinées à la production d’électricité se diversifient. Le charbon est alors concurrencé par plusieurs ressources : le pétrole découvert en France métropolitaine et en Algérie, le fioul lourd importé des pays du Moyen-Orient et le lignite landais, dont débute l’exploitation. À partir de 1960, le gaz naturel, dont la France dispose en abondance, vient s’ajouter à ce bouquet énergétique.

Dans ce contexte, toutes les centrales à charbon mises en service à partir de 1956 sont conçues pour pouvoir brûler également du fioul et du gaz [7]. À la veille du premier choc pétrolier, en 1973, le fioul lourd représente 54 % des combustibles utilisés dans les centrales thermiques à flamme. Parallèlement, la demande en gaz naturel croît très rapidement, au point que la France doit, dès 1972, importer davantage qu’elle ne produit, renforçant ainsi sa dépendance vis-à-vis des pays exportateurs.

Le bouquet (ou mix) énergétique

Le bouquet énergétique, ou mix énergétique, désigne la variété des sources d’énergie mobilisées pour satisfaire la demande nationale, dont les parts relatives sont appréciées en termes de consommation d’énergie primaire, elle-même évaluée selon le principe d’équivalence à la production.

La consommation d’énergie primaire désigne la sommation, à l’entrée du système énergétique national, de toutes les formes d’énergie consommées au cours de l’année pour les divers besoins de l’économie. Cela inclut la consommation finale, qu’elle soit de nature énergétique (par combustion ou sous forme d’électricité de la part de toutes les branches de l’économie sauf énergie) ou non énergétique (principalement en tant que matière première, sans combustion : produits pétroliers dans la pétrochimie, gaz naturel pour la fabrication d’engrais, synthèses de molécules, lubrifiants, etc. Le charbon de la sidérurgie, bien qu’utilisé en partie dans la fonte, est comptabilisé en totalité dans les usages énergétiques par convention). A ceci s’ajoutent la consommation des producteurs et transformateurs d’énergie (branche énergie)et les pertes de transport et de distribution.

Une façon équivalente d’évaluer la consommation d’énergie primaire consiste à additionner la production d’énergie primaire nationale aux importations nettes des exportations et aux soutes internationales (aériennes et maritimes), tout en tenant compte des variations des stocks.

Pour agréger ces diverses formes d’énergie, il faut convertir les tonnages employés en leur équivalent énergétique, par application de « coefficients de conversion » définis en fonction du pouvoir calorifique de chaque énergie. La difficulté réside dans le décompte de l’électricité, qui ne constitue pas une source mais un vecteur d’énergie. Il est possible d’établir les coefficients d’équivalence de l’électricité avec les autres énergies en évaluant la quantité de combustible (pétrole, gaz, charbon) nécessaire pour produire 1 kWh dans une centrale thermique. Il s’agit du principe d’équivalence à la production retenu par la France.

Une alternative, non retenue, consiste à évaluer la quantité de combustible nécessaire pour remplacer 1 kWh électrique à l’entrée des appareils utilisateurs d’énergie, ce qui définit le principe d’équivalence à la consommation.

Ainsi, le bouquet énergétique est un outil de calcul comptable agrégeant l’ensemble des sources d’énergie au moyen d’une même métrique dont l’unité est le TWh, en vue de comparer leurs poids respectifs dans la consommation. Cette agrégation repose, par convention, sur l’emploi de coefficients de conversion [masse de combustible/énergie dégagée] au niveau des centrales, plutôt qu’en entrée d’appareils de consommation.

Le bouquet énergétique ainsi défini peut être qualifié de « bouquet énergétique primaire » ; il est pertinent pour analyser lesimportations et exportations en vue d’apprécier le taux d’indépendance énergétique.

En revanche, la consommation d’énergie primaire n’est pas représentative de la consommation finale d’énergie, de laquelle elle se distingue notamment par les conversions en énergie secondaire puis, éventuellement, finale. On peut donc également définir un « bouquet énergétique final », lequel est parfois sous-entendu bien qu’il ne réponde pas à la définition présentée ici et couramment employée. Ce bouquet final est pertinent pour analyser le taux de carbonation de la consommation énergétique française.

Exemple : Pour le nucléaire, l’énergie primaire prise en compte est la chaleur dégagée par la fission de l’uranium dans le réacteur de la centrale. L’énergie secondaire, qui est également l’énergie finale dans ce cas, est l’électricité obtenue en sortie du turbogénérateur, la conversion associée présentant un rendement d’environ 1/3. L’énergie primaire nucléaire est donc la chaleur théoriquement récupérable lors de la fission, alors que l’énergie finale est l’énergie électrique obtenue en sortie de centrale.

En conséquence, il conviendrait de préciser, chaque fois que cela est nécessaire, la nature du bouquet énergétique désigné : primaire ou final.

Sources : Ministère de la Transition écologique ; Agence Internationale de l’Énergie ; Banque Publique d’Investissement France ; Jacques Percebois, Économie de l’énergie.

2. Une dépendance énergétique devenue insoutenable

a. Diversification des approvisionnements thermiques et sécurisation de l’accès aux ressources

Entre 1958 et 1973, la minimisation des coûts d’approvisionnement en énergie constitue la priorité de la France. Toutefois, à la suite du choc pétrolier, la politique énergétique nationale place désormais au premier plan la sécurité d’approvisionnement. Cette vulnérabilité avait été identifiée dès la Première Guerre mondiale, puis encore en 1956 lors de la crise de Suez, qui a mis en évidence la dépendance structurelle de la France à l’égard des hydrocarbures liquides et gazeux en provenance du Moyen-Orient et de l’Union soviétique.

Confrontée à un double impératif : répondre à des besoins croissants en ressources énergétiques malgré des capacités financières limitées, la France mobilise l’ensemble des leviers dont elle dispose pour renforcer la maîtrise de ses approvisionnements et préserver, autant que possible, la compétitivité de son outil industriel.

La première réponse est une politique d’utilisation rationnelle de l’énergie, soutenue par un ensemble de mesures réglementaires et fiscales ciblant l’industrie, le secteur domestique et les transports. Cette stratégie produit rapidement des effets mesurables : en 1983, la consommation d’énergie primaire atteint 186,4 Mtep (soit environ 2 168 TWh), un niveau équivalent à celui de 1973 (183,1 Mtep, soit environ 2 128 TWh). Cette stabilisation est clairement mise en évidence dans la figure 2.

À plus long terme, la France met en œuvre une politique de diversification de ses approvisionnements en énergies fossiles. Le Gouvernement décide dès 1974 qu’aucun pays tiers ne doit couvrir plus de 15 % des besoins énergétiques nationaux, cet objectif étant atteint en 1982. La diversification repose à la fois sur la multiplication des sources géographiques d’importation et sur une évolution de la nature des combustibles importés : le gaz et le charbon se substituent progressivement, en partie, au pétrole. Cette réorientation implique la conversion au charbon de plusieurs centrales thermiques mixtes brûlant du fioul.

En 1983, la France affiche, aux côtés du Japon, les meilleurs résultats parmi les pays industrialisés en matière de réduction de la dépendance pétrolière globale, parvenant à abaisser ce taux de 48 % par rapport à 1973. Toutefois, cette performance ne s’explique qu’en partie par la substitution des importations. Elle résulte avant tout du déploiement de substituts nationaux, au premier rang desquels figure l’énergie nucléaire.

La dépendance de la France à l’égard des importations énergétiques, pas uniquement pétrolières, demeure pratiquement inchangée au cours de cette période. La réorientation de la politique énergétique, fondée sur la réduction de la consommation de pétrole, n’a pour principal effet que de fragmenter cette dépendance entre plusieurs pays exportateurs, sans en diminuer significativement l’ampleur.

b. Le tournant nucléaire : un choix stratégique structurant

Seule la production d’énergie nucléaire permet d’amélioration de façon significative la souveraineté énergétique de la France. Le développement de l’atome civil débute très tôt, bien avant les évènements de 1974. Dès 1960, le site de Marcoule marque les premiers jalons de ce qui devient, en 1986, la principale composante de la production énergétique nationale.

Dans le sillage du plan Monnet, la politique énergétique française est structurée autour de plans de modernisation et d’équipement, couvrant chacun une période de trois à cinq ans. Pour chacun de ces plans, il est clairement établi que le renforcement des capacités thermiques à flamme engagé depuis la fin de la guerre ne constitue qu’une étape : il s’agit de préparer le relais assuré par le programme nucléaire, appelé à prendre le pas sur les ressources traditionnelles [8].

La transition programmée du thermique à flamme vers le thermique nucléaire est conçue comme un processus progressif. Le sixième Plan (1971-1975) prévoit un déploiement quasi équilibré de nouvelles capacités de production : 1 200 MW par an pour les centrales thermiques à fioul et 1 500 MW par an pour les installations nucléaires, complétées par un socle hydraulique destiné à répondre à la croissance continue de la demande énergétique.

La commande de la centrale de Fessenheim, mise en service en 1978, est passée dès 1970, bien avant la crise pétrolière de 1974. Cette crise marque un tournant majeur dans le développement de l’atome civil en France, accélérant et amplifiant les orientations déjà engagées.

Annoncé le 6 mars 1974 [9], le Plan Messmer marque une étape décisive dans la politique énergétique française. Il lance la construction de treize réacteurs nucléaires et prévoit de maintenir cette dynamique à une cadence de 5 500 MW chaque année jusqu’en 1981, soit six à sept réacteurs par an. Ce rythme, défini par EDF et Framatome en 1973, correspond à la mobilisation maximale des capacités industrielles françaises, qui ne peuvent soutenir un effort supérieur.

Pour atteindre cet objectif ambitieux, EDF [10] adopte une stratégie de standardisation, en limitant au strict minimum l’innovation technologique dans la conception des centrales. L’enjeu est d’équiper rapidement le territoire en capacités nucléaires, qui doivent se substituer massivement aux installations thermiques à flamme.

Cet objectif est atteint au terme du septième Plan (1976-1980). Entre 1978 et 1980, quelques investissements complémentaires sont réalisés dans le charbon et le gaz, motivés par des incertitudes sur la fiabilité du parc nucléaire, mais ils ne constituent qu’un dernier sursaut avant la stabilisation des capacités thermiques classiques.

Le choix du nucléaire s’inscrit pleinement dans le contexte énergétique de l’époque. Les ressources nationales sont limitées, en particulier au regard des besoins énergétiques croissants de l’après-guerre. Les ressources pétrolières sont quasi inexistantes, les réserves de gaz s’amenuisent et l’extraction d’un charbon de qualité moyenne se révèle à la fois difficile et coûteuse.

Dans ce contexte, l’uranium apparaît comme une ressource stratégique offrant un potentiel substantiel en matière de souveraineté énergétique. En 1987, le sous-sol français renferme environ 3 % des réserves mondiales exploitables à un coût jugé raisonnable [11]. Durant les années 1970, la France se hisse ainsi au quatrième rang des producteurs d’uranium. La production atteint son pic en 1980, l’industrie uranifère connaissant ensuite un déclin jusqu’à la fermeture de la dernière mine en 2021. Depuis, la France importe l’essentiel de son uranium.

Vingt ans après le premier choc pétrolier, Edmond Alphandéry, alors président du conseil d’administration d’Électricité de France, porte un regard rétrospectif sur la dynamique nucléaire française. En avril 1996, il déclare : « La France ne possède pas d’énergie fossile bon marché, nous l’avons durement ressenti en 1973. Le nucléaire, en complément de l’hydraulique, était donc “notre solution”. […] Nous avons acquis une indépendance énergétique. Préservons-la, car c’est une assurance pour l’avenir. »[12]

La France présente un déficit énergétique structurel, dès lors que l’analyse porte sur l’ensemble de son bouquet énergétique, comme l’illustre clairement la figure 2. Pour autant, la contribution du nucléaire à la production d’électricité permet, dès 1980, de contenir la dépendance française aux importations d’énergie primaire [13], représentée en figure 3, même si cette dépendance ne diminue plus après 1990.

Le pari nucléaire permet ainsi à la France de retrouver, à partir de 1990, un taux d’indépendance énergétique [14] supérieur à 50 %, marquant une rupture durable dans l’équilibre énergétique national.

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Figure 3. Taux d’indépendance énergétique de la France [15].

3. Vers une diversification du mix énergétique

a. Le déclin des énergies fossiles dans le mix

À la volonté de renforcer la souveraineté énergétique s’ajoute celle d’engager une transition écologique. Ces deux orientations convergent vers un objectif commun de réduction de la part des énergies fossiles dans le bouquet énergétique national.

En 1979, alors que les plans de production électrique sont sur le point d’être stabilisés, la France se fixe un objectif de mix énergétique reposant sur une tripartition équilibrée [16] : 30 % de pétrole, 30 % de charbon et de gaz, et 30 % de nucléaire, le solde revenant aux énergies renouvelables, en particulier à l’hydroélectricité.

Cet équilibre est atteint aux alentours de l’année 1990 (cf. figure 2), marquant une étape importante dans la mise en œuvre d’une politique énergétique articulant sécurité d’approvisionnement et considérations environnementales.

Une nouvelle répartition des sources de production ne suffit pas par elle-même à garantir une réduction durable de la consommation d’énergies fossiles, qui représentent encore environ 60 % du bouquet énergétique final de la France. La figure 2 met toutefois en évidence un léger repli de la consommation d’énergie primaire depuis 2005. Cette évolution s’explique principalement par une diminution de 24 % de la consommation de pétrole depuis 1990, conformément aux objectifs fixés, ainsi que par une baisse très marquée de la consommation de charbon, dont la part recule de 77 % sur la même période [17].

En revanche, la consommation de gaz naturel suit une tendance inverse, avec une hausse de 19 % entre 1990 et 2023. L’année 2005 illustre de manière particulièrement significative les facteurs de cette progression. Cette année-là, la production thermique à flamme (ou « thermique classique ») représente 11 % de la production nette d’électricité, un niveau équivalent à celui de la production renouvelable hydraulique et éolienne. Parmi les combustibles mobilisés, le gaz connaît une augmentation de 8 %[18].

Cet épisode s’explique par un important déficit d’hydraulicité, qui entraîne un faible remplissage des barrages et provoque une chute de 12,4 % de la production hydraulique, la ramenant à son niveau le plus bas depuis quinze ans. Depuis cette période, la dynamique de consommation du gaz naturel est étroitement corrélée à la couverture des pointes de demande ou à la compensation ponctuelle des déficits de production hydraulique ou nucléaire, à condition que ces déficits restent modérés et temporaires.

b. Le déploiement progressif des « énergies nouvelles »

La politique énergétique des années 2000 s’oriente alors vers le déploiement des « énergies nouvelles », selon la terminologie consacrée durant la seconde moitié du XXe siècle. Bien qu’au regard de l’histoire de l’humanité, le nucléaire puisse être considéré comme une énergie nouvelle, il n’entre pas dans cette catégorie [19], qui recouvre les énergies de flux qualifiées de renouvelables : l’éolien, l’énergie marémotrice, le solaire photovoltaïque et thermique, ainsi que la géothermie.

Ces énergies, pour la plupart connues depuis l’Antiquité, n’apportent toutefois qu’une contribution limitée au bouquet énergétique français, tant primaire que final, jusqu’aux années 2010. La figure 1 illustre la faible part de l’éolien et du solaire dans la production électrique au cours de cette période.

Dès 1978, le géothermicien Jacques Varet, alors en fonctions au Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM), anticipe l’émergence d’un scénario de substitution progressive des énergies fossiles par les énergies nouvelles. Il souligne que « la vitesse à laquelle nous entrerons dans cette ère dépendra des efforts de recherche appliquée consentis et des choix politiques effectués dans les quelques années à venir »[20].

L’historien des énergies Christophe Bouneau, entendu par les rapporteurs, souligne l’expérience scientifique et industrielle acquise dans les centrales solaires des Pyrénées orientales depuis les années 1960 malgré l’abandon prématuré du projet Thémis en 1986. Il insiste sur le fait que « le solaire présente des marges d’innovation considérables, qui ne correspondent pas seulement au photovoltaïque ».

L’année 2005, prise ici comme point de référence du XXIe siècle, est également marquée par d’importantes avancées dans le domaine des énergies renouvelables. Le solaire thermique connaît une forte croissance, avec un doublement des surfaces installées par rapport à l’année précédente, tandis que le déploiement des pompes à chaleur s’accélère de manière significative. L’éolien enregistre également une dynamique remarquable, avec une progression de 61 % de la production d’électricité et un quasi doublement des capacités installées, qui passent de 363 MW fin 2004 à 705 MW fin 2005.

La « coexistence » de différentes sources d’énergie, souvent évoquée dans le débat public, n’apparaît pas clairement dans la production brute d’électricité représentée en figure 1. En revanche, elle se manifeste pleinement dans la répartition des capacités installées par filière, comme l’illustre la figure 4.

Les énergies nouvelles, en particulier l’éolien et le solaire, contribuent ainsi de manière significative à l’augmentation des capacités de production électrique, même si cette augmentation ne se reflète pas pleinement dans la production effective.

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Figure 4. Capacités électriques de la France, en termes de puissance installée [21].

B. Les réseaux énergétiques, infrastructures de souveraineté et d’intégration territoriale

1. L’essor de l’électrification nationale : genèse et structuration spatiale

Les réseaux électriques apparaissent à la fin du XIXe siècle, parallèlement au développement de l’hydroélectricité et du thermique à flamme. Outre la connexion des centrales électriques aux centres de consommation industriels et domestiques locaux, ces réseaux épousent dans un premier temps les grandes infrastructures de transport, en particulier les axes ferroviaires.

Christophe Bouneau souligne à cet égard le rôle décisif des compagnies de chemin de fer dans le processus d’électrification du Sud-Ouest et du Massif central. L’extension des réseaux, jusqu’alors concentrés autour des centres de production, dessine progressivement des axes structurants destinés à assurer la complémentarité entre les centrales hydrauliques et thermiques [22] à partir des années 1920, en reliant notamment les Pyrénées au Massif central puis à Paris, les Alpes à Lyon et au Centre, ainsi que les Ardennes au sud des Vosges.

Le réseau lui-même devient un support de planification territoriale, participant à la dynamique d’implantation des centrales thermiques, afin d’optimiser la répartition des moyens de production et de permettre une articulation efficace entre les fonctions de secours et de pointe assurées respectivement par les filières hydraulique et thermique.

Contrairement aux investissements consacrés à la production thermique, ceux dédiés à l’interconnexion des réseaux électriques se poursuivent sans interruption lorsque la crise économique frappe la France à partir de 1931. Cette continuité s’explique par le fait que l’interconnexion permet de réduire les coûts globaux de production en optimisant la répartition des moyens.

Longtemps l’électrification reste un phénomène essentiellement urbain, concentré autour des grands pôles industriels et démographiques, tels que Lyon ou Paris. Ce n’est qu’à partir de1946 que la zone d’attraction parisienne est pleinement connectée au réseau [23]. L’électrification rurale se développe plus tardivement : la desserte des zones isolées, notamment en Bretagne et dans les Landes, ne s’achève que dans les années 1960.

Christophe Bouneau distingue trois grandes phases dans la dynamique d’électrification de la France. La première, de 1880 à 1930, correspond au passage d’une organisation locale à une structuration régionale. La deuxième, entre 1930 et 1950, marque le passage de l’échelle régionale à l’échelle nationale, malgré la persistance de disparités sur le territoire. La troisième s’engage à partir des années 1950 et vise à relier le réseau national aux réseaux des pays voisins.

Dès 1968, la France met en œuvre un programme d’interconnexion dans le cadre de la construction européenne, afin de renforcer l’intégration énergétique continentale. Cette stratégie est facilitée par l’implantation de nombreuses centrales thermiques dans les régions frontalières, situées à proximité des ressources hydrauliques des Alpes et des Pyrénées.

2. La densification du réseau électrique

Pour accompagner l’augmentation de la part de l’électricité dans le bouquet énergétique national, la France engage, au lendemain de la Seconde Guerre mondiale, un renforcement majeur de son réseau électrique, effort ensuite porté par le développement du nucléaire, l’électrification du territoire et la politique d’interconnexion avec les réseaux européens. Ceci se traduit par le déploiement de lignes de transport à très haute tension (400 kV), constituant l’ossature du système électrique national.

La figure 5 illustre l’état du réseau en 1968, au moment du lancement du programme d’interconnexion européen, ainsi qu’en 2000, date depuis laquelle sa configuration évolue relativement peu.

Figure 5. Architecture du réseau 400 kV français en 1968 (gauche) et 2000 (droite)[24].

L’architecture du réseau en 2000 illustre son processus de développement. Si la densification du maillage apparaît évidente, la concentration des nœuds met en évidence l’ossature du système productif français, au sein duquel les centrales nucléaires construites dans le cadre du plan Messmer jouent un rôle structurant, en particulier dans la vallée du Rhône.

Parallèlement, les grands axes historiques pyrénéen, alpin et ardennais demeurent nettement visibles, témoignant du rôle persistant de l’hydroélectricité dans le bouquet électrique national.

3. L’évolution territoriale et fonctionnelle des réseaux gaziers

Le réseau national gazier connaît une histoire radicalement différente de celle de son équivalent électrique, puisqu’il ne se développe qu’un siècle plus tard, à partir de 1946 [25]. Bien que l’industrie gazière française remonte au début du XIXe siècle, elle demeure longtemps limitée à des réseaux cloisonnés de distribution de gaz manufacturé, principalement dans les villes moyennes.

La loi de nationalisation du 8 avril 1946, qui place 94 % des sociétés gazières sous contrôle public, marque la naissance de l’entreprise publique Gaz de France (GDF). Celle-ci pose les fondations de son activité de gestion de réseau avec la création de l’artère de l’Est par un accord conclu en juin 1951 pour le transport du gaz lorrain vers la région parisienne.

Cette expérience est suivie, en 1958, par la mise en place d’un deuxième grand réseau alimenté par le gisement de gaz naturel de Lacq, situé dans les Pyrénées-Atlantiques. Dès 1960, les régions lyonnaise, nantaise et parisienne sont ainsi desservies, et leurs installations converties au gaz naturel.

Ces aménagements contribuent à une modernisation rapide de la distribution, propulsant Gaz de France au premier rang des entreprises publiques françaises sur le plan du dynamisme économique [26].

L’architecture du réseau gazier présente néanmoins une similitude avec celle du réseau électrique, en ce qu’elle se développe depuis les périphéries vers le centre du territoire, et notamment vers la région parisienne. Les points d’entrée du gaz importé, qu’il s’agisse des arrivées terrestres du Nord et de l’Est ou des terminaux méthaniers du Sud et de l’Ouest, ont structuré le tracé du réseau national de transport, tel qu’illustré dans la figure 6.

En l’espace d’une quarantaine d’années, de 1946 à 1992, la longueur du réseau de transport français de gaz naturel est multipliée par dix, témoignant d’un déploiement rapide et soutenu. L’emprise territoriale du réseau gazier ne cesse ainsi de s’étendre, tout en s’adaptant aux exigences du marché international grâce à son intégration progressive au système européen de gazoducs, ouvrant l’accès au gaz soviétique puis russe [27].

Figure 6. Architecture du réseau gazier français au 31 décembre 2023 [28].

C. L’électrification des usages, une révolution silencieuse des pratiques industrielles et domestiques

1. L’ancrage territorial des industries électro-intensives

La trajectoire des industries électro-intensives s’inscrit étroitement dans l’histoire du développement de la production d’électricité [29]. Leur implantation ne résulte pas d’une logique spontanée d’agglomération industrielle ou de spécialisation territoriale, mais d’un arbitrage énergétique fondamental : dès les premières décennies du XXe siècle, l’accès à une source d’électricité abondante, stable et bon marché justifie l’éloignement des sites de production par rapport aux zones d’extraction de matières premières et aux grands bassins de consommation.

À une époque où les pertes en ligne et les coûts de transport de l’électricité sont difficiles à maîtriser, la proximité immédiate des centrales de production procure un avantage compétitif important. Ainsi, les premiers établissements industriels électro-intensifs, en particulier dans les secteurs de la métallurgie (aluminium, ferroalliages), de la chimie lourde (chlore, soude, électrolyse), du papier-carton ou du silicium, s’implantent dans les vallées alpines, pyrénéennes ou vosgiennes, à proximité directe des gisements d’hydroélectricité [30].

Cette stratégie, que l’on peut qualifier de « centripète énergétique », rompt avec la logique classique de concentration métropolitaine des activités productives. Elle inaugure un ancrage territorial fondé sur la disponibilité énergétique locale, dont les effets perdurent encore aujourd’hui : la cartographie contemporaine des grands sites industriels à forte intensité électrique en demeure en grande partie héritée.

La centralité de cette électricité de proximité dépasse d’ailleurs sa seule dimension économique. Elle est également un facteur d’autonomie opérationnelle fondée sur la continuité de l’approvisionnement, condition essentielle pour des procédés sensibles à toute interruption. À une époque où les réseaux électriques ne sont ni maillés ni interconnectés à l’échelle nationale et où la sécurité d’approvisionnement reste incertaine, les industries électro-intensives choisissent de s’implanter au sein de bassins de production stables, peu exposés aux aléas d’un réseau encore en construction.

Cette configuration n’est pas restée figée. L’extension du réseau interconnecté à partir des années 1950, puis le renforcement de sa stabilité avec le programme électronucléaire, ont profondément modifié les équilibres initiaux. Pour autant, les implantations industrielles historiques ne disparaissent pas. Elles conservent, au contraire, un double avantage stratégique : d’une part, leur proximité héritée avec les centrales hydrauliques leur assure un accès privilégié à une électricité locale et compétitive ; d’autre part, leur connexion renforcée au réseau principal facilite l’optimisation de la distribution et la maîtrise des coûts d’acheminement, consolidant ainsi leur attractivité économique.

Par ailleurs, la notion d’« industrie électro-intensive » connaît une évolution significative. Aux secteurs manufacturiers historiques des années 1960 s’ajoutent désormais de nouveaux profils industriels dont la demande énergétique, bien que parfois moins massive, se caractérise par une forte continuité. Les centres de données illustrent particulièrement cette mutation : ils représentent une part croissante de la consommation électrique localisée, tout en imposant des exigences élevées en matière de stabilité et de sécurité d’alimentation [31].

Ces formes émergentes d’intensité électrique appellent une vigilance accrue quant à leurs besoins énergétiques futurs, étroitement dépendants de leur vitesse de déploiement et de leur intégration dans le système électrique national.

2. La diffusion de l’électricité au cœur des usages productifs

Le développement de l’électricité comme vecteur d’énergie s’accompagne d’un processus d’électrification des usages dans l’ensemble des secteurs économiques. Dans le domaine industriel, cette transition dépasse la simple substitution d’un combustible par un autre : elle transforme en profondeur la nature même des procédés de production. L’électricité ne sert plus uniquement à alimenter les machines, mais permet également l’automatisation des chaînes de fabrication, la diversification des procédés thermiques et une maîtrise accrue des conditions de production.

Dès les années 1960, les branches industrielles non sidérurgiques telles que le papier, le verre, la chimie et l’agroalimentaire engagent une conversion progressive à l’électricité, comme l’illustre la figure 7. Ce mouvement, loin de relever d’un simple engouement technologique, répond à des considérations structurelles solides. D’une part, l’électricité s’intègre plus aisément aux dispositifs automatisés, facilitant ainsi la modernisation du capital productif ; d’autre part, elle est plus facilement contrôlable, en température comme en puissance, ce qui la rend compatible avec des procédés à haute valeur ajoutée.

Les évolutions observées au cours de la décennie suivante confirment cette orientation, consolidant l’électricité comme levier central de compétitivité et d’innovation industrielle.

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Figure 7. Consommation finale d’électricité par secteur en France [32].

La crise énergétique de 1973 agit comme un accélérateur décisif de la transformation industrielle. Confrontées à une instabilité accrue des prix du pétrole et, plus largement, à la remise en cause de la soutenabilité d’un modèle économique fondé sur les énergies fossiles importées à bas coût, les entreprises réorientent leurs choix technologiques. Cette inflexion enclenche un processus de réingénierie des outils de production, intégrant des sources d’énergie plus prévisibles et moins exposées aux fluctuations des marchés mondiaux.

Dans ce contexte, l’électricité s’impose comme une solution privilégiée. La stabilité relative de son prix, garantie par la montée en puissance du parc nucléaire à partir de la fin des années 1970, conforte les acteurs industriels dans cette trajectoire d’électrification [33].

Au cours des décennies suivantes, le phénomène se généralise. L’électrification des usages industriels ne relève plus seulement d’un arbitrage économique rationnel, mais devient un standard technique et organisationnel. Les nouvelles unités de production sont désormais conçues autour de dispositifs électrifiés, tandis que les sites existants font l’objet de programmes de modernisation partielle ou totale en ce sens.

Si la consommation de gaz naturel dans l’industrie continue de croître, cette progression s’explique davantage par la substitution au fioul que par une expansion autonome de son usage, comme le confirment les données des années 2000 [34]. Même la sidérurgie, longtemps réticente à l’électrification en raison de sa dépendance aux combustibles solides, amorce une évolution partielle de ses procédés, sans pour autant remettre en cause son socle énergétique traditionnel.

Dans le secteur des transports, la trajectoire d’électrification apparaît plus contrastée. La traction ferroviaire, initialement assurée par la vapeur, puis par le diesel, engage à partir des années 1950 un processus continu d’électrification. Cette évolution permet d’améliorer les performances, de réduire les coûts d’exploitation et d’abaisser la dépendance au pétrole. Si le mouvement est très avancé sur les grandes lignes, il demeure incomplet sur les liaisons secondaires, où la traction thermique subsiste.

Depuis les années 2000, la consommation électrique du transport ferroviaire tend à stagner, voire à reculer légèrement, reflétant à la fois une stabilisation des besoins de mobilité et une meilleure efficacité énergétique des matériels roulants [35]. Ce phénomène traduit une maturation technologique du secteur plus qu’un ralentissement structurel.

Parallèlement, l’électrification des usages spécifiques progresse dans des domaines moins visibles statistiquement, mais à fort impact qualitatif. Le secteur tertiaire, l’administration, les services et l’agriculture modernisent leurs équipements, automatisent les processus et intègrent massivement les technologies numériques, toutes fortement consommatrices d’électricité.

L’essor de ces usages dits « diffus », par opposition aux grands postes industriels, contribue de façon significative à l’augmentation globale de la demande d’électricité tout en transformant la nature des besoins énergétiques vers une consommation plus continue, plus décentralisée et satisfaisant des besoins techniques plus avancés.

3. L’essor du confort domestique et la montée en puissance de la demande résidentielle

Pour autant, la progression de la demande d’électricité ne suit pas le rythme de la production, stimulée par l’installation de capacités de plus en plus importantes depuis les années 1980. La figure 8 illustre ce phénomène, en mettant en évidence le caractère excédentaire du bilan électrique français, observé de manière quasi ininterrompue depuis 1979, date qui correspond à l’entrée en service des premières centrales nucléaires.

Ce déséquilibre reflète la manière dont les commissions de l’énergie successives ont, selon l’expression consacrée, « avec une continuité jamais démentie, surestimé la demande en énergie »[36], une analyse partagée par de nombreux acteurs entendus par les rapporteurs. L’ancien directeur général d’EDF, Jean Bergougnoux, en convient lui aussi : « nous avons fait des hypothèses trop optimistes sur la croissance, trop prudentes sur la disponibilité des centrales, qui fonctionnent mieux que prévu, trop pessimistes sur les prix du gaz, du charbon et du fuel. Ces trois éléments, qui ont tous été démentis, convergeaient vers le renforcement du programme nucléaire. Si j’étais capable de réécrire l’histoire, je ferais sans doute moins d’atome »[37].

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Figure 8. Bilan électrique de la France depuis 1960 [38].

Dans ce contexte, le secteur résidentiel joue le rôle de variable d’ajustement entre l’offre et la demande. La transformation de ses usages est l’une des évolutions les plus marquantes du mix énergétique français depuis les années 1960. Longtemps marginale dans le bilan énergétique national, la consommation domestique d’électricité connaît une croissance rapide, portée par l’amélioration des conditions de vie, la diffusion massive des équipements électroménagers et l’élévation des normes de confort.

Cette dynamique de long terme modifie en profondeur le profil de la demande électrique, en ancrant durablement l’électricité dans les usages quotidiens.

À partir des années 1960, l’équipement des ménages en appareils électriques connaît une accélération marquée. Le réfrigérateur, le lave-linge, puis le téléviseur deviennent des biens de consommation courante, portés par une production nationale dynamique et par des politiques publiques de soutien au pouvoir d’achat. Ces « usages spécifiques », bien que modestes individuellement, contribuent collectivement à une progression continue de la consommation électrique résidentielle : leur part passe ainsi de 42 % en 1985 à 50 % en 2016 [39].

Un tournant décisif intervient dans les années 1970 avec l’essor du chauffage électrique, adopté comme solution de substitution au fioul domestique. Ce développement est favorisé par la dynamique de construction neuve, l’absence d’alternative gazière dans les zones peu denses et la volonté politique de réduire la dépendance pétrolière. Le chauffage électrique s’impose progressivement dans les logements neufs. La part des logements chauffés à l’électricité est ainsi multipliée par cinq au cours de la décennie [40]. Cette tendance se poursuit dans les années 1980 et 1990, malgré un ralentissement ponctuel lié à la baisse du prix du gaz et à l’amélioration de l’offre énergétique concurrente.

L’effet structurant du chauffage électrique dépasse cependant la seule question des volumes consommés. Il introduit une forte thermosensibilité dans la courbe de charge nationale : en hiver, chaque degré de température en moins se traduit par une hausse immédiate de la demande d’environ 3 %, soit près de 2 400 MW supplémentaires, concentrée sur les heures de pointe [41]. Ce phénomène, propre au système électrique français en raison de l’ampleur du parc de radiateurs électriques, complexifie la gestion du réseau et impose une mobilisation accrue des moyens de production pilotables ainsi que des mécanismes de délestage pour préserver l’équilibre entre offre et demande.

Au cours des années 2000, une nouvelle vague d’électrification des usages s’amorce, portée par la diffusion rapide des technologies numériques. L’ordinateur personnel, le téléphone mobile, les consoles de jeux vidéo, puis les objets connectés deviennent des équipements de masse. Pris isolément, chacun de ces appareils affiche une consommation électrique modeste, mais leur multiplication engendre une consommation résiduelle continue, difficile à effacer. Cette demande de base, permanente, s’ajoute à la demande de pointe induite par le chauffage, contribuant à épaissir la courbe de charge et à renforcer la sollicitation du système électrique.

Depuis 2012, cette dynamique s’infléchit. La consommation d’électricité des ménages tend à se stabiliser, sous l’effet conjugué de plusieurs facteurs : amélioration de l’efficacité énergétique des équipements, meilleure isolation du bâti, évolution des comportements de consommation et arbitrages économiques liés aux prix relatifs de l’énergie [42]. Parallèlement, le développement des pompes à chaleur et l’essor du solaire thermique contribuent à modérer la demande finale en électricité, amorçant une phase d’optimisation énergétique plus que de croissance brute des usages.

Pour autant, les caractéristiques structurelles du secteur résidentiel français demeurent largement inchangées. L’électricité est aujourd’hui la première source d’énergie des ménages, environ un quart de leur consommation électrique étant consacré au chauffage [43]. La thermosensibilité du système électrique ne s’atténue pas : les variations interannuelles de consommation continuent de refléter principalement les aléas climatiques. Il en résulte une demande à la fois difficilement prévisible et fortement concentrée sur les périodes les plus critiques pour le réseau, dont la gestion requiert le développement de moyens de flexibilité encore insuffisamment structurés.

En définitive, le développement des usages résidentiels de l’électricité ne relève pas d’un simple accroissement quantitatif. Il traduit une transformation qualitative de la consommation énergétique qui fait du logement un poste central pour la régulation de la demande. Dès lors, l’évolution du bouquet énergétique français ne peut s’envisager sans une réflexion structurelle sur la place du secteur résidentiel dans l’équilibre global du système électrique.

II. Maîtriser la transition : technologies et infrastructures au service d’un système énergétique résilient

A. Préserver la stabilité d’un système plus variable et plus décentralisé

1. La robustesse des services de fourniture d’électricité, un impératif des sociétés modernes

a. Un socle essentiel au fonctionnement des activités d’intérêt vital

Dans le passé, l’interruption de l’alimentation électrique d’un quartier ou d’une ville, voire d’un pays, ne constituait guère plus qu’une nuisance qui n’avait que marginalement des conséquences sérieuses pour les populations. En effet, la plupart des services essentiels ou vitaux ne reposaient pas encore exclusivement sur l’électricité. Par exemple, le téléphone fixe fonctionnait sans alimentation électrique. Qui se souvient encore de la panne générale du 19 décembre 1978, qui a pourtant privé de courant les trois quarts du pays pendant quatre heures ?

Aujourd’hui, le réseau électrique constitue au contraire l’ossature sur laquelle repose le fonctionnement continu des activités d’intérêt vital. Son rôle dépasse largement la fourniture d’énergie : il conditionne le maintien opérationnel des infrastructures dont dépendent la sécurité, la santé, la cohésion sociale et l’activité économique du pays.

Ainsi, les établissements de santé, les structures de soins intensifs, les dispositifs d’assistance médicale d’urgence et l’ensemble des équipements médicaux requièrent une alimentation électrique stable. Les moyens de secours locaux de l’alimentation ne constituent, au mieux, qu’une solution transitoire et ne sauraient compenser, sur la durée, une défaillance prolongée du réseau électrique. La qualité et la continuité de l’alimentation électrique influent donc directement sur la sécurité des patients et la capacité des établissements à assurer leurs missions.

De même, les systèmes de transport sont aujourd’hui en grande partie électrifiés ou dépendants d’infrastructures numériques, donc de leur alimentation électrique. Une interruption de celle-ci pourrait provoquer des perturbations majeures, affectant la mobilité des personnes et l’acheminement des marchandises.

Le bon fonctionnement des réseaux de communication électronique, qu’il s’agisse de la téléphonie mobile, de l’Internet, des centres de données ou des services d’hébergement en nuage (cloud), repose lui aussi, malgré les dispositifs de secours, sur l’absence d’interruption prolongée de l’alimentation électrique. Une coupure affectant ces infrastructures compromettrait non seulement les échanges entre particuliers et entreprises, mais également la capacité des services publics numériques, des administrations, des forces de sécurité et des systèmes d’alerte à remplir leurs missions.

Enfin, la distribution de l’eau potable, le traitement des eaux usées, la chaîne du froid alimentaire, les installations industrielles stratégiques et un grand nombre d’opérations financières automatisées sont directement tributaires d’une continuité d’alimentation. Les mécanismes de secours, lorsqu’ils existent, ne couvrent que des temporalités limitées et ne permettent pas d’assurer la fiabilité d’un système dans la durée.

b. Un risque systémique illustré par les crises récentes

De fait, l’ensemble des secteurs classés d’importance vitale ainsi qu’une part croissante des services essentiels présentent désormais une dépendance structurelle à la disponibilité du réseau électrique. Cette dépendance justifie pleinement son identification comme infrastructure critique, au sens des politiques nationales de sécurité et de continuité d’activité.

Le bilan du black-out du 28 avril 2025 dans la péninsule ibérique confirme ce constat, malgré le rétablissement assez rapide du courant pour la plupart des populations concernées. Ainsi, le bilan humain s’établit à au moins sept morts en Espagne et un mort au Portugal. Sur le plan financier, la banque d’investissement RBC Capital Markets estime les dommages à l’économie des deux pays entre 2,25 et 4,5 milliards d’euros.

Mais dans certaines circonstances, les conséquences d’une indisponibilité du réseau électrique peuvent être bien plus dramatiques, comme lors du black-out survenu au Texas du 15 au 21 février 2021, lors d’une vague de froid extrême, qui a privé jusqu’à 10 millions de personnes d’électricité. En effet, le bilan officiel fait état d’au moins 246 décès liés à la crise. Les estimations des pertes économiques varient fortement mais sont, dans tous les cas, conséquentes : une estimation situe ces pertes entre 80 et 130 milliards de dollars, une autre à plus de 195 milliards.

La guerre en Ukraine fournit une autre illustration dramatique de cet état de fait. La Russie a choisi, dès le début de son invasion, de cibler en priorité l’infrastructure électrique ukrainienne et a mobilisé à cette fin des moyens militaires souvent coûteux, dans certains cas stratégiques, considérant qu’un effondrement du système électrique du pays serait un atout décisif pour atteindre ses objectifs de guerre.

Il est probable que sans le soutien de ses alliés, notamment européens, l’Ukraine aurait vu son réseau électrique être mis hors service et n’aurait de ce fait pas pu assurer la continuité des services essentiels et vitaux. Dans cette situation, le pays n’aurait probablement eu d’autre choix que de céder assez rapidement aux conditions de l’agresseur.

2. Les contraintes induites par l’intermittence de certaines énergies renouvelables

a. Un réseau historiquement structuré autour de moyens centralisés

Depuis leur émergence à la fin du XIXe siècle, les réseaux électriques se sont construits autour des moyens de production d’électricité, avant d’être progressivement interconnectés.

Comme l’a mis en lumière le premier chapitre, le développement du système électrique français a suivi ce schéma : au Sud, l’implantation de nombreux ouvrages hydrauliques a permis l’électrification précoce des territoires alpins et pyrénéens, et au Nord, le développement de l’électricité s’est structuré autour de centrales thermiques alimentées par les gisements houillers, puis les importations de combustibles fossiles. L’ensemble s’est progressivement consolidé pour donner naissance, au milieu du XXe siècle, à un réseau fortement centralisé, hiérarchisé et interconnecté à ses voisins européens.

b. La montée en puissance d’une production décentralisée et variable

Ce modèle historiquement conçu pour des moyens centralisés doit aujourd’hui composer avec l’essor rapide des énergies renouvelables décentralisées, en particulier l’éolien et le solaire photovoltaïque. Ces installations, inégalement réparties sur le territoire, sont souvent implantées dans des zones éloignées des principaux pôles de consommation. Leur puissance injectée dépend directement de conditions météorologiques variables et reste faiblement pilotable.

Figure 9. Cartographie des éoliennes projetées et en service, au 24 mai 2022

En particulier, la croissance de l’électricité d’origine photovoltaïque s’est considérablement accélérée depuis 2021, avec 3 gigawatts (GW), puis 5 GW supplémentaires installés chaque année, soit une puissance équivalente à celle de 5 réacteurs nucléaires. L’éolien terrestre se développe à un rythme plus modeste, de l’ordre d’un gigawatt par an.

Figure 10. Solaire photovoltaïque (Chiffres clés des énergies renouvelables édition 2025 - SDES)

c. La diversification des profils de consommation ne palie pas la stagnation de la demande

À ces transformations s’ajoute une évolution rapide des usages électriques, qui a aussi un impact sur le réseau électrique et son équilibre. La progression de la mobilité électrique (près de 6 % du parc automobile en septembre 2025) s’accompagne d’un déploiement massif de points de recharge publics (près de 180 000 à fin septembre 2025).

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Figure 11. Évolution du parc roulant automobile depuis 2010
(Avere France, Baromètre des immatriculations, novembre 2025)

À cet égard, les infrastructures de recharge de dernière génération se caractérisent par une augmentation significative de la puissance appelée. Alors que les bornes en courant alternatif, principalement utilisées dans les environnements résidentiels ou tertiaires, délivrent généralement entre 7 et 22 kilowatts (kW), les bornes en courant continu les plus performantes, surtout déployées sur les axes routier majeurs, atteignent désormais des puissances comprises entre 150 et 500 kW. Certains constructeurs proposent déjà des bornes de 600 kW, voire de l’ordre du mégawatt pour les véhicules lourds. Cette évolution technologique, permise par des convertisseurs de puissance avancés, impose bien entendu des exigences renforcées en matière de raccordement électrique, de gestion thermique et de stabilité du réseau.

Dans les secteurs résidentiel et tertiaire, la diffusion des pompes à chaleur a également un impact sur l’évolution des profils de demande électrique. En 2024, ces équipements ont produit près de 52 térawattheures (TWh) de chaleur renouvelable, assumant un rôle croissant dans la décarbonation du chauffage et de la climatisation des bâtiments. Leur déploiement, malheureusement très progressif, modifie les courbes de consommation, en particulier lors des périodes hivernales.

Lorsqu’elles remplacent des radiateurs électriques, les pompes à chaleur contribuent à réduire la pointe hivernale grâce à leur meilleur rendement énergétique. En revanche, lorsqu’elles se substituent à des chaudières à gaz ou au fioul, elles peuvent entraîner une hausse modérée de la demande électrique lors des épisodes de grand froid, en déplaçant vers le réseau électrique une charge auparavant supportée par des énergies fossiles. Une évolution similaire peut être également observée en période estivale, lorsque ces systèmes assurent le rafraîchissement des locaux, contribuant à l’accroissement de la consommation durant les vagues de chaleur.

La multiplication des centres de données, le développement des filières industrielles émergentes (batteries, électrolyse de l’hydrogène, carburants de synthèse) et l’électrification accrue de procédés industriels, trois évolutions détaillées dans la suite de ce rapport, contribuent également à modifier les profils de consommation.

Paradoxalement, en dépit de cette transformation des usages, les effets conjugués de la sobriété, en partie liée à la hausse des prix, de l’efficacité énergétique et du ralentissement de l’activité industrielle, ont conduit à une stagnation, voire à une régression, de la demande d’électricité depuis 2010, même si l’année 2024 a marqué une modeste croissance de par rapport à 2023.

Figure 12. Consommation finale d’électricité par secteur (SDES, Chiffres clés de l’énergie. Édition 2025)

Combinée à la hausse de la production d’électricité, résultant à la fois de l’amélioration de la disponibilité du parc nucléaire et de la montée en puissance rapide des énergies renouvelables, la stagnation de la consommation d’électricité conduit à la multiplication des périodes de prix négatif sur le marché de l’électricité, principalement dans les périodes de forte production du solaire photovoltaïque.

d. La fonction structurante des machines synchrones dans la stabilité du réseau électrique

Ainsi que l’a expliqué, à l’occasion de son audition par les rapporteurs le 2 septembre 2025, le professeur Nouredine Hadjsaïd, figure internationalement reconnue du génie électrique, la stabilité des réseaux électriques repose historiquement sur les alternateurs synchrones en rotation des centrales hydrauliques, nucléaires ou thermiques à flamme.

En effet, ces machines tournantes non seulement assurent une production d’électricité pilotable, facilitant le maintien de l’équilibre, indispensable à tout instant sur le réseau, entre production et consommation d’électricité, mais aussi fournissent, par nature, des services systèmes essentiels au fonctionnement d’un réseau électrique : inertie mécanique amortissant les variations de fréquence, maintien de la tension par injection ou absorption de puissance réactive, puissance de court-circuit élevée, pour garantir l’efficacité des protections réseau, et capacité de « grid forming », consistant à générer une onde de tension synchronisée à la fréquence du système, qui établit la référence de fréquence et de phase nécessaire au fonctionnement coordonné des autres équipements raccordés.

e. Les limites des technologies à onduleurs au regard des services systèmes et les solutions en développement

En revanche, une éolienne ou un panneau photovoltaïque générant un courant continu, son raccordement au réseau en courant alternatif passe par l’intermédiaire d’un onduleur qui n’offre, en règle générale, aucun service contribuant à la stabilité du réseau.

Le remplacement progressif des centrales classiques, équipées de machines tournantes fournissant une inertie naturelle au système, par des installations éoliennes ou photovoltaïques entraîne mécaniquement une diminution de l’inertie du réseau. Ceci réduit la capacité du système électrique à absorber les variations rapides de fréquence et fragilise, plus largement, l’ensemble des mécanismes contribuant à la stabilité du réseau, précédemment décrits.

Plusieurs solutions aujourd’hui déployées visent justement à pallier l’absence d’énergie cinétique stockée dans les machines tournantes classiques. Les onduleurs de nouvelle génération peuvent fournir un réglage rapide de fréquence, par l’intermédiaire de fonctions dites « fast frequency response », et reproduire partiellement le comportement inertiel des machines tournantes par des algorithmes d’inertie synthétique reposant sur des mesures très rapides de la fréquence sur le réseau. Ces mécanismes, qui permettent d’ajuster quasi instantanément la puissance injectée, compensent en partie l’absence d’inertie réelle en générant des variations actives dès les premières centaines de millisecondes suivant un déséquilibre.

Toutefois, ces solutions présentent des limites structurelles. D’une part, la réponse inertielle synthétique est contrainte par les réserves d’énergie disponibles dans les convertisseurs et ne peut donc pas se substituer entièrement à l’inertie mécanique. D’autre part, la stabilité transitoire d’un système dominé par les onduleurs dépend fortement de la synchronisation entre unités et des délais de traitement de l’information recueillie en temps réel sur le réseau.

Parallèlement, les systèmes de stockage électrochimique de grande puissance, notamment les batteries lithium-ion à forte capacité de réponse, peuvent fournir une contribution déterminante à la stabilisation de la fréquence. Leur temps de réaction très court permet d’amortir les déséquilibres dans les premiers instants qui suivent un incident, période critique durant laquelle l’absence d’inertie mécanique se fait le plus sentir. Leur contribution, bien que limitée en durée, renforce les marges de sécurité du réseau dans les situations de forte variabilité.

Les volants d’inertie sont une autre technologie capable de restituer instantanément de l’énergie cinétique au réseau. Ils se comportent comme de véritables machines tournantes, capables de soutenir la fréquence dès les premières millisecondes d’un écart. Leur intégration dans les systèmes électriques à forte proportion d’énergies renouvelables permet de restaurer une forme d’inertie physique, particulièrement utile dans les régions où les machines synchrones se raréfient.

Malgré les progrès considérables accomplis par ces différentes solutions, lorsque la pénétration instantanée des énergies éolienne et solaire dépasse un seuil estimé par les spécialistes entre 60 % et 80 %, ces approches ne suffisent plus à conserver les marges de stabilité requises pour éviter un black-out. Une solution complémentaire réside dans l’utilisation de compensateurs synchrones, dispositifs électromécaniques constitués de machines tournantes dépourvues de turbine motrice, capables d’injecter ou d’absorber une puissance réactive significative, mais surtout de reproduire l’ensemble des services dynamiques associés aux générateurs synchrones traditionnels. Leur inertie réelle permet d’amortir immédiatement les écarts de fréquence, tandis que leur contribution au couple électromagnétique renforce la stabilité angulaire et améliore la tenue de tension, notamment lors des défauts de court-circuit. Ces machines, équipées si nécessaire de volants d’inertie additionnels, fournissent ainsi une puissance inertielle inconditionnelle, indépendante des variations de charge ou de disponibilité d’énergie primaire, ce qui procure un avantage déterminant dans les réseaux à forte part d’énergies renouvelables.

Le déploiement de compensateurs synchrones en Australie-Méridionale, État où la part instantanée d’énergies renouvelables dépasse fréquemment 80 %, illustre leur efficacité pour restaurer des marges de stabilité suffisantes et éviter des incidents de grande ampleur. Cependant, la généralisation à grande échelle de ces équipements en Europe soulève encore des questions relatives aux coûts d’investissement et à leur localisation optimale dans les réseaux.

D’autres solutions sont en développement, notamment les onduleurs « grid forming », les convertisseurs à inertie virtuelle avancée ou les systèmes hybrides intégrant volants cinétiques, supercondensateurs ou batteries à haute puissance, mais ces technologies nécessitent encore des travaux de recherche et un passage à l’échelle industrielle.

Un exemple concret de système hybride en exploitation a été fourni, lors de son audition du 22 septembre 2025, par Christophe Goasguen, président de la startup française IMEON-ENERGY, qui propose des onduleurs solaires hybrides intelligents permettant de coupler des panneaux photovoltaïques à des batteries et de limiter ainsi l’impact de ces installations sur le réseau.

En l’état des technologies actuellement mises en œuvre, le professeur Nouredine Hadjsaïda a identifié plusieurs difficultés susceptibles de résulter de la substitution des centrales classiques à machines tournantes par des énergies intermittentes.

f. La reconfiguration des flux et ses conséquences sur les réseaux

La première concerne la modification des flux au sein du réseau électrique. En effet, dans le modèle historique, les flux partent des centrales électriques, connectées au réseau de transport, et vont vers les consommateurs, connectés au réseau de distribution.

Au contraire, en France, à la fin de l’année 2022, 90 % des énergies intermittentes étaient directement connectées au réseau de distribution [44], seules les plus grandes installations, d’une puissance supérieure à 12 MW pour le solaire et 16 MW pour l’éolien, étant susceptibles d’être connectées au réseau de transport.

Cette situation induit une transformation des flux électriques, caractérisée par une inversion ou une dispersion des directions de transit, susceptible de conduire à des surtensions locales ou des défaillances.

g. Les risques associés à la variabilité de la production

Une deuxième difficulté induite par la part croissante d’éolien et de solaire photovoltaïque concerne la forte variabilité de leur production. Par exemple, lors du passage de nuages au-dessus d’un module photovoltaïque, sa production peut baisser de 60 % en quelques secondes [45]. Cette variabilité n’est pas toujours prévisible de façon fiable et elle induit un déséquilibre entre production et consommation d’électricité qui doit être rapidement compensé.

Elle peut d’ailleurs être aggravée par les dynamiques du marché de l’électricité. Ainsi, lors d’un colloque organisé par France Renouvelables, le président du directoire de RTE, Xavier Piechaczyk, a souligné qu’« à 13 h le 1ᵉʳ avril 2025, le système est entré en zone de prix négatifs et, en quelques minutes, la production a chuté de 9 gigawatts », soit l’équivalent d’environ neuf réacteurs nucléaires. Une telle diminution instantanée de la puissance injectée exerce une contrainte sur la fréquence du réseau, qui doit être maintenue à proximité de 50 Hz, afin d’éviter un déséquilibre majeur susceptible de conduire à un black-out.

Cette situation révèle un déficit important de visibilité sur la production des énergies renouvelables. Les exploitants d’installations de puissance supérieure à un mégawatt sont tenus de transmettre leurs courbes de programmation, mais cette obligation est très peu respectée : selon le président du directoire de RTE, seuls 5 % des producteurs s’y conforment.

h. Les effets locaux liés à la maximisation des injections renouvelables

Par ailleurs, l’injection d’une puissance renouvelable importante au sein d’un même segment du réseau de distribution peut induire des effets significatifs sur le fonctionnement local du système électrique. Lorsque plusieurs installations photovoltaïques ou éoliennes produisent simultanément à un niveau élevé, il peut en résulter une hausse de tension excédant les plages opérationnelles usuelles, en raison du caractère décentralisé et peu pilotable de ces moyens de production. Cette hausse de tension est principalement liée à un excès d’injection par rapport à la consommation locale, un phénomène particulièrement marqué dans les zones rurales, caractérisées par une faible densité de charge.

Parallèlement, l’augmentation des flux locaux peut conduire à une surcharge de certains composants du réseau : transformateurs, lignes du réseau électrique de moyenne tension, dites HTA, ou postes de distribution, dont le dimensionnement initial n’intégrait pas nécessairement des injections soutenues en sens inverse du flux historique. De telles situations peuvent provoquer un échauffement accru des équipements, accélérer leur vieillissement et, dans les cas extrêmes, conduire à des déclenchements automatiques destinés à préserver l’intégrité des infrastructures.

i. La nécessité d’une approche progressive et d’un approfondissement des recherches

Comme l’a souligné le professeur Nouredine Hadjsaïd, les problèmes que la recherche scientifique et l’innovation doivent encore résoudre pour garantir une bonne intégration des énergies renouvelables intermittentes aux réseaux électriques sont multiples : la forte variabilité de la production, les surcharges locales, la perte d’inertie, les coûts des technologies, etc.

Plusieurs pistes sont envisageables pour limiter les risques : par exemple, intégrer progressivement, par paliers, les énergies renouvelables intermittentes, améliorer les modèles de prévision, notamment pour réduire leur marge d’erreur, et développer fortement le stockage d’énergie, devenu indispensable.

3. L’impact de la modulation sur le parc électronucléaire

a. Le cas général d’un fonctionnement « en base »

Dans un système électrique, la production « en base » désigne l’exploitation d’unités de production à puissance quasi constante, afin de répondre à la demande de fond du système électrique, dite « charge de base » (en anglais, base load), sur laquelle se superposent les variations liées à la consommation horaire, saisonnière ou météorologique, dite « charge de pointe » (en anglais, peak load).

Figure 13. « Charge de base » (en vert) et « charge de pointe » (en orange)
(source : https://energie-developpement.blogspot.com/2016/12/baseload-mythe-realite-defiinition.html)

Sur le plan économique, les centrales nucléaires appartiennent à la catégorie des unités à coûts fixes élevés et à coûts variables très faibles. Leur rentabilité repose sur une utilisation maximale de la capacité installée, correspondant à un fonctionnement aussi continu que possible.

Cette logique explique que, dans de nombreux pays exploitant des centrales nucléaires, par exemple les États-Unis, la Russie, la Chine, le Canada et le Japon, celles-ci fonctionnent, pour l’essentiel, « en base », avec parfois des disparités régionales.

Dans ces pays, la part du nucléaire dans la production nationale d’électricité reste inférieure à 30 %. Cette proportion permet de répondre aux variations journalières ou saisonnières de la demande par d’autres moyens de production d’électricité, facilement pilotables et à démarrage rapide, tels que l’hydroélectricité, dans les pays disposant de fortes capacités de retenue, comme le Canada ou la Suède, ou les centrales à gaz, voire au charbon, dont le coût d’exploitation est principalement lié non à celui de leur construction initiale, mais au combustible brûlé. Dans un tel contexte, la production nucléaire peut être optimisée pour fournir une puissance stable.

Ce mode d’exploitation « en base » présente plusieurs avantages notables.

i. Un coût de production optimisé

Le principal avantage, mentionné précédemment, concerne la maximisation de la production annuelle d’électricité. Le fonctionnement prolongé du réacteur en régime nominal ou quasi nominal entre deux arrêts pour maintenance ou pour rechargement se traduit, sur une période donnée, par un meilleur amortissement des coûts fixes, qui constituent la majeure partie du coût complet d’un réacteur nucléaire, alors que son coût marginal de production (combustible, opérations courantes, maintenance) est très faible, voire peut être, dans certaines situations, considéré comme négatif [46]. Chaque heure supplémentaire de fonctionnement proche de la puissance nominale réduit donc mécaniquement le coût moyen du mégawattheure produit.

ii. Une exploitation simplifiée

L’exploitation « en base » réduit fortement le nombre de manœuvres et d’actions dynamiques que doivent effectuer les opérateurs en salle de commande. Dans un régime proche de la puissance nominale, les paramètres du réacteur : température du circuit primaire, concentration de bore, position des grappes de commande, etc. restent relativement stables et prévisibles, ce qui limite les ajustements en temps réel. Dans ces conditions, les équipes d’exploitation peuvent consacrer toute l’attention nécessaire à la surveillance continue de la sûreté, au lieu de se focaliser sur la gestion des phases transitoires.

iii. Des contraintes réduites sur les matériaux

Par ailleurs, l’exploitation « en base » stabilise les conditions thermiques et neutroniques dans le cœur du réacteur, réduisant les contraintes exercées sur les matériaux du combustible, des structures internes et des circuits.

À ceci s’ajoute le fait que la chaîne thermo-hydraulique : échangeurs, générateurs de vapeur et turbine, est optimisée pour un régime stationnaire. Des transitoires fréquents engendrent nécessairement des contraintes supplémentaires sur les structures métalliques et les circuits, a fortiori dans des réacteurs de forte puissance.

iv. Une gestion des combustibles facilitée

L’absence de variation de puissance simplifie notablement la gestion du combustible, en garantissant une consommation plus homogène et plus prévisible des matières nucléaires présentes dans les assemblages au fil du cycle. Le fonctionnement à puissance quasi constante stabilise en effet les conditions neutroniques du cœur, ce qui facilite la maîtrise du taux de combustion (burnup), des profils axial et radial de puissance, ainsi que de l’évolution de la réactivité. Cette stabilité améliore la performance globale du combustible, augmente les marges de sûreté, facilite les calculs de physique du réacteur et simplifie la planification pluriannuelle des cycles.

b. La singularité française d’un parc conçu pour moduler

Comme l’explique le chapitre premier, la France a pris, avant même le premier choc pétrolier de 1973, la décision d’engager un développement à grande échelle de l’énergie nucléaire. Ce modèle, souvent caricaturé à l’époque comme celui du « tout-nucléaire », repose sur un objectif clair : accroître l’indépendance énergétique du pays tout en assurant un coût de production de l’électricité stable et compétitif.

À l’époque, les enjeux climatiques n’étaient pas encore pris en compte dans les choix énergétiques. Néanmoins cette orientation s’est par la suite avérée particulièrement judicieuse puisque le mix électrique français est l’un des moins émetteurs de gaz à effet de serre en Europe.

Mais la part majeure accordée à l’énergie nucléaire dans le mix électrique a très tôt posé une question délicate d’équilibre : comment ajuster la production des réacteurs nucléaires à une demande d’électricité variable selon les heures, les jours et les saisons ?

En effet, le développement du parc hydraulique atteignait ses limites physiques, la plupart des grands sites exploitables ayant déjà été équipés au cours des décennies précédentes. Parallèlement, les centrales au charbon et au fioul étaient destinées à jouer un rôle de plus en plus limité, compte tenu notamment des perspectives de montée en puissance rapide du parc nucléaire à partir de la fin des années 1970. Dès lors que leur part dans le mix électrique serait significativement réduite, ces moyens hydrauliques et thermiques ne pourraient plus, à eux seuls, assurer l’adaptation en temps réel de la production électrique à la demande.

Ce constat a conduit EDF et Framatome à concevoir, puis à intégrer progressivement, plusieurs innovations technologiques et modalités d’exploitation destinées à permettre aux réacteurs nucléaires d’ajuster leur puissance de manière contrôlée, tout en respectant les exigences de sûreté. Ces évolutions ont notamment concerné les modalités de pilotage du cœur, la conception du combustible et l’amélioration des systèmes de contrôle-commande, afin de doter le parc français d’une capacité de modulation adaptée aux fluctuations du réseau électrique national.

i. L’introduction du DMA et des « grappes grises »

La principale innovation permettant la modulation a été la mise en place du Dispositif pour une Manœuvrabilité Accrue (DMA), dont la principale composante est un système de commande à grappes de contrôle dites « grises » [47].

Le principe est le suivant : alors que les barres de commande traditionnelles, constituées de matériaux avec une haute section efficace d’absorption de neutrons, provoquent des variations rapides du flux neutronique lorsqu’elles sont déplacées, les grappes constituées de matériaux à absorption moyenne, appelées « grappes grises » (par opposition aux précédentes, appelées « grappes noires »), permettent un ajustement progressif et stable de la réactivité dans le cœur.

Ce dispositif rend possible une variation de puissance de l’ordre de 5 % de la puissance nominale par minute, sur une plage comprise entre 60 % et 100 % de charge, sans déséquilibre neutronique significatif ni altération du profil axial de puissance.

Étudié dès la fin des années 1970, ce mécanisme est aujourd’hui encore le principal levier de modulation dans les réacteurs français.

ii. La combinaison du pilotage mécanique et chimique de la réactivité

Pour moduler la puissance tout en maintenant la stabilité du cœur, EDF exploite un système de double pilotage de la réactivité : un pilotage mécanique assuré par le mouvement coordonné des grappes de commande et un pilotage chimique reposant sur la variation de la concentration en bore dissous dans le circuit primaire, qui agit comme un absorbant neutronique global.

Cette combinaison permet de répartir les ajustements de puissance entre ces deux leviers, les barres étant utilisées pour les variations rapides et le bore pour les évolutions plus lentes. La concentration en bore est ajustée par le système de contrôle chimique et volumétrique (CVCS), utilisé dans les stratégies de suivi de charge.

iii. Le renforcement de la résilience du cœur et des circuits face aux sollicitations induites par le suivi de charge

La pratique de la modulation impose au cœur et au circuit primaire la répétition de cycles thermiques et neutroniques plus fréquents que ceux d’une exploitation stabilisée.

Pour limiter l’impact de la modulation sur la tenue mécanique des composants et garantir la robustesse d’ensemble du système, plusieurs adaptations de conception ont été mises en œuvre : les assemblages de combustible ont été repensés afin d’assurer une répartition plus homogène du flux neutronique ; les gaines de combustible, fabriquées en alliages de zirconium, ont vu leurs propriétés renforcées pour mieux résister aux gradients thermiques et aux sollicitations neutroniques accrues [48] [49] ; la géométrie du cœur et les schémas de rechargement ont été adaptés afin de maintenir une réactivité uniforme, malgré les variations de charge [50] ; enfin, le circuit secondaire est conçu pour conserver un rendement acceptable même à charge partielle, grâce à l’optimisation des échangeurs de chaleur et la régulation fine du débit de vapeur.

iv. Une surveillance renforcée en fonctionnement

Néanmoins, la modulation entraîne nécessairement des variations de la température du circuit primaire susceptibles de contribuer au vieillissement de certains composants. Ces effets sont toutefois anticipés dès les études de conception. Elles fixent, pour chaque type de transitoire thermique et pour chaque amplitude, un nombre maximal admissible. Durant l’exploitation, l’ensemble des transitoires thermiques auxquels les équipements sont soumis sont répertoriés et des contrôles périodiques sont programmés pour vérifier l’état des matériaux et des soudures au regard de ces limites.

Tant que le nombre cumulé de transitoires demeure inférieur aux valeurs prévues, les effets sur les composants sont considérés comme non significatifs. À l’approche d’une limite, des inspections ciblées sont déclenchées et un remplacement du composant ou la réalisation d’une nouvelle soudure peuvent devenir nécessaires. En pratique, le nombre de transitoires effectivement réalisés sur les réacteurs du parc demeure très largement en-deçà des bornes définies, ce qui est associé à un risque d’usure prématurée très limité. Si certains matériels peuvent présenter des signes de vieillissement accéléré, comme les mécanismes de commande de grappes, d’autres paramètres évoluent favorablement ; par exemple, la fluence neutronique reçue par la cuve, seul composant d’un réacteur impossible à remplacer, tend à diminuer avec la modulation, ce qui contribue à en allonger la durée de vie.

v. L’évolution du contrôle-commande : un levier déterminant

La réussite de la modulation nucléaire repose également sur l’évolution du système de contrôle-commande, véritable « système nerveux » des centrales nucléaires. L’automatisation d’une partie des tâches liées à la modulation permet de limiter les interventions des équipes d’exploitation, qui peuvent ainsi assurer un suivi rigoureux des paramètres de sûreté.

Au « fil des paliers » successifs, EDF a progressivement informatisé les systèmes de protection et de conduite, en introduisant notamment un système de protection intégré numérique (SPIN) sur les tranches de 1 300 et 1 450 MW, chargé de calculer en temps réel des grandeurs comme la puissance linéique et les marges vis-à-vis de la crise d’ébullition, et d’assurer les fonctions de protection et de surveillance du cœur.

Parallèlement, les algorithmes de conduite automatique permettent de suivre un plan de charge imposé par le gestionnaire de réseau : la tranche fonctionne par paliers de puissance autour desquels des signaux de réglage fin modifient en continu le point de fonctionnement, de façon coordonnée avec les mouvements de grappes de commande et l’ajustement de la concentration en bore dans le circuit primaire.[51]

Ces systèmes assurent la régulation du flux neutronique, de la température moyenne du circuit primaire et de la pression du pressuriseur, et permettent aux réacteurs de contribuer automatiquement au réglage primaire de fréquence, via de petites variations de puissance destinées à stabiliser la fréquence du réseau. Les lois de commande sont conçues pour respecter des rampes de puissance et des gradients thermiques compatibles avec les contraintes des matériaux, de façon à limiter l’ampleur des transitoires thermiques dans le cœur et la chaîne thermodynamique.[52]

L’ensemble de ces dispositifs, fruit de plusieurs décennies de développement et de retour d’expérience, est aujourd’hui intégré dans les logiciels de conduite et constitue un savoir-faire spécifique d’EDF en matière d’exploitation flexible d’un parc électronucléaire à grande échelle.

vi. Une capacité de modulation éprouvée et intégrée dans la conduite habituelle du parc nucléaire français

Les campagnes d’essais conduites au début des années 1980 ont permis de valider, dans des conditions industrielles, la faisabilité du suivi de charge quotidien par les réacteurs du parc national.

Ces expérimentations ont notamment montré que des variations régulières de puissance pouvaient être réalisées sans incidence notable sur le comportement du combustible, ni altération des marges de sûreté, dès lors que les opérations de pilotage respectaient les limites de gradients thermiques et les procédures établies. Elles ont également permis d’affiner les lois de commande, d’ajuster les stratégies de gestion du combustible et de consolider les règles d’exploitation applicables en situation de modulation.

La réussite de ces essais a permis à EDF d’obtenir dès 1983 l’agrément du Service central de sûreté des installations nucléaires (SCSIN), autorité de sûreté nucléaire de l’époque, sur la mise en œuvre du suivi de charge en exploitation.

vii. Une innovation regardée avec perplexité à l’étranger, puis adoptée

Tant que ce mode d’exploitation est resté une particularité française, il n’a pas manqué d’être regardé avec une certaine perplexité à l’étranger. En 2003, les députés Christian Bataille et Claude Birraux témoignaient dans un rapport de l’Office [53], après avoir interrogé des spécialistes du nucléaire en « Finlande, Suède, Allemagne et États-Unis », qu’aucun d’entre eux « n’a émis le moindre doute sur le fait que les variations de réactivité, de température et de pression entraînées par le suivi de charge ne peuvent qu’accélérer le vieillissement des composants d’une centrale », alors que leurs homologues français avaient « tous tendance, à des degrés divers toutefois, à considérer que son impact sur le vieillissement est faible ».

Pourtant, quelques années plus tard, malgré cet inconvénient, les trois premiers pays décidaient de mettre en œuvre eux-mêmes, à des degrés divers, la modulation au sein de leur parc nucléaire [54].

Depuis le début du XXIe siècle, le recours à la modulation de puissance des réacteurs nucléaires s’est en effet diffusé dans de nombreux pays, sous l’effet conjugué de l’amélioration de la conception des réacteurs les plus récents, mieux adaptés à ce mode d’exploitation, et de l’augmentation des exigences des opérateurs de réseaux, liées au maintien de l’équilibre des réseaux électriques. En particulier, cette pratique est, ou a été, mise en œuvre dans plusieurs États européens, notamment l’Allemagne, la Belgique, la Finlande, la Hongrie et la Suisse [55].

Elle a également fait l’objet de plusieurs rapports d’instances internationales telles que l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA)[56] et l’Agence pour l’énergie nucléaire (AEN) de l’OCDE [57].

Il est donc difficile de continuer à présenter la modulation comme une pratique exclusivement française, même si en raison de la composition du bouquet électrique national, EDF la met en œuvre en France de façon plus intensive et systématique que d’autres producteurs d’électricité opérant un parc nucléaire.

Les enseignements d’un rapport sur la modulation en Allemagne

Le Büro für Technikfolgen‑Abschätzung beim Deutschen Bundestag (TAB, en français : Bureau d'évaluation des choix technologiques auprès du Bundestag allemand), équivalent allemand de l’OPECST et membre du réseau EPTA, a publié en 2017 un rapport intitulé « Capacité de suivi de charge des centrales nucléaires allemandes »[58]. Ce rapport a été commandé au TAB par le Bundestag dans le cadre du débat de 2009-2011 sur la prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires allemandes. L’objectif était d’évaluer si un parc nucléaire significatif pouvait coexister avec une montée rapide des énergies renouvelables intermittentes, en particulier l’éolien et le solaire.

L’étude devait nourrir deux séminaires d’experts prévus en 2011, annulés à la suite du tsunami qui provoqua l’accident de la centrale de Fukushima Daiichi et entraîna, dans les jours suivants, la décision de la chancelière allemande Angela Merkel de réactiver le processus de sortie du nucléaire engagé sous le mandat de son prédécesseur, Gerhard Schröder.

Malgré ce contexte, le TAB considère que ses analyses restent pertinentes pour les pays combinant forte part de nucléaire et renouvelables.

Le rapport établit que les centrales nucléaires allemandes – aussi bien les réacteurs à eau pressurisée que les réacteurs à eau bouillante – disposent d’une flexibilité intrinsèque notable. En particulier, ils peuvent faire varier leur production de ±10 % par minute dans le haut de leur plage de puissance, une valeur comparable ou supérieure à celle de nombreuses centrales thermiques classiques. Toutefois, le rapport souligne également que les temps de démarrage et d’arrêt des réacteurs nucléaires constituent une limite majeure pour leur exploitation flexible et qu’une exploitation régulière à très faible puissance n’est pas pratiquée dans les centrales allemandes, pour des raisons à la fois techniques et économiques.

Le rapport du TAB modélise la place du nucléaire dans un mix électrique à haute pénétration d’énergies renouvelables à l’horizon 2030, suivant trois modes d’exploitation : modulation partielle, sans descendre sous 50 à 60 % de la puissance nominale des réacteurs ; possibilité de descendre vers 20 à 40 % de celle-ci ; enfin, possibilité de procéder à des arrêts courts et des cycles profonds pour atteindre une très forte flexibilité. Les résultats montrent que la flexibilité minimale conduit à une forte hausse des prix négatifs, alors qu’une flexibilité maximale permettrait d’intégrer davantage d’énergies renouvelables qu’un système dépourvu de nucléaire.

Le document analyse aussi l’impact de la flexibilité sur la rentabilité des centrales nucléaires, dans un marché soumis à des prix négatifs. Il conclut que les centrales nucléaires, à coût marginal faible, peuvent subir des pertes importantes lorsqu’elles ne peuvent réduire leur production en période de prix négatifs, mais que supprimer la priorité d’injection des renouvelables (maintenue par la loi allemande sur les énergies renouvelables de 2017, dite EEG 2017)[59] rendrait l’exploitation nucléaire plus rentable, au prix d’une réduction de la production renouvelable.

Enfin, le rapport liste des thèses sur les risques potentiels associés à une exploitation très flexible, sans conclure définitivement, faute de consensus et en l’absence de retour d’expérience sur un tel niveau de modulation en Allemagne. Les points de vigilance concernent la fatigue des matériaux dans le cœur (gainage, mécanismes de grappes, embouts de crayons), l’usure des composants thermo-hydrauliques (pompes, tuyauteries, générateurs de vapeur), les contraintes sur les opérations de contrôle et sur le personnel en salle de commande, ainsi que l’incertitude sur l’évolution des marges de sûreté en cas de cycles très fréquents et répétés.

c. Les interrogations sur les conséquences à long terme d’une modulation intensifiée

Depuis plus de 40 ans, la capacité de modulation est devenue une composante courante de l’exploitation du parc électronucléaire français. Chaque jour, EDF met en œuvre plusieurs variations de charge sur un nombre significatif de réacteurs, en réponse aux besoins exprimés par le gestionnaire du réseau.

Figure 14 - Crédit : Nicolas Mounier (https://x.com/nmounier16/status/1655662161509621762)

EDF dispose d’une stratégie de modulation de puissance pour son parc nucléaire qui repose sur plusieurs critères : la disponibilité des tranches, les besoins du réseau (notamment les services de réserve et l’ajustement en temps réel pour RTE) et l’optimisation économique en fonction des coûts variables et des prix de marché. Si l’opérateur ne publie pas de liste précise, tranche par tranche, des unités modulantes, les documents officiels confirment qu’une grande part du parc, deux réacteurs sur trois en moyenne, est « partie prenante » de la modulation et que certains réacteurs français peuvent baisser leur puissance de 100 % à 20 % en une demi-heure jusqu’à deux fois par jour. La sélection des réacteurs modulants dépend notamment de leur état technique, de leur cycle de combustible, de la programmation d’arrêt et de l’équilibre offre-demande.

Figure 15. Capacité de suivi de charge d’un réacteur nucléaire (Cattenom 2, 15 août 2014)
Crédit : Nicolas Mounier (https://x.com/nmounier16/status/1655662158783340544)

En parallèle, EDF continue à assurer un suivi attentif des conséquences éventuelles de la modulation sur les réacteurs. Dans ses communications officielles, jusqu’à une période très récente, l’entreprise a toujours affirmé ne pas avoir mis en évidence de conséquence pénalisante des variations de production sur le parc nucléaire français.

Ainsi, lors de son audition du 19 janvier 2023 par la commission d’enquête visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France, Cédric Lewandowski, directeur exécutif du Groupe EDF chargé de la direction du parc nucléaire et thermique indiquait, au sujet des conséquences de la modulation :

« Il apparaît aujourd’hui que ces conséquences sont tout à fait mineures, car la modularité reste aujourd’hui assez peu utilisée. Aucune évolution sur le circuit primaire ne conduirait à des accélérations anticipées de vieillissement. En outre, le débat technique est plus dense sur le circuit secondaire, sujet sur lequel j’ai engagé une réflexion, car un certain nombre d’outils souffrent plus que d’autres. Nous souhaitons d’ailleurs travailler davantage ce sujet, car nous sommes convaincus que nous nous dirigeons vers de plus en plus de modularité en raison de l’augmentation progressive des énergies intermittentes et des effets liés au dérèglement climatique. Concrètement, ces éléments prospectifs nous interrogent sur le vieillissement accéléré éventuel que la modularité crée sur nos outils industriels. »

Les inquiétudes d’EDF sur la modulation concernent donc principalement ses conséquences sur le circuit secondaire, notamment en raison de son intensification, liée au surcroît de variabilité dans l’équilibre du réseau électrique résultant de la croissance rapide des moyens de production d’électricité intermittents que sont l’éolien et le solaire photovoltaïque [60].

Dans le cadre de l’audition de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) par l’Office, le 22 mai 2025, Olivier Dubois, membre du collège de l’ASNR, rejoignait ce point de vue :

« Le parc des réacteurs français peut faire de la modulation de puissance pratiquement depuis sa création. Des spécificités techniques comme les “grappes grises” permettent des transitoires de charge rapides. Jusqu’à présent, nous n’avons pas observé d’impact sur le vieillissement des composants, mais la fréquence et l’intensité des modulations augmentent avec l’évolution des moyens de production d’électricité.

« EDF étudie les potentiels impacts de cette intensification sur le vieillissement des composants, probablement plus au niveau du circuit secondaire que du circuit primaire, où les changements de pression et température sont plus importants pendant les transitoires de charge. Nous examinons également les aspects organisationnels et humains en salle de commande, car pendant ces transitoires, les opérateurs sont mobilisés par cette tâche et ne peuvent réaliser d’autres activités. »

À l’occasion de son audition par les rapporteurs, le professeur Yves Bréchet, spécialiste des matériaux, membre de l’Académie des sciences et ancien Haut-Commissaire à l’énergie atomique, a également souligné que, si le suivi des variations de la demande n’a pas posé de problème majeur par le passé, une modulation plus intense pourrait avoir « des effets délétères », notant que « ce serait la première fois, dans tous les secteurs industriels que je connais, que le remplacement d’une sollicitation constante par une sollicitation alternée ne conduirait pas à une dégradation des matériaux. »[61]

Il a d’ailleurs précisé son point de vue dans un article annexé au présent rapport, publié quelques jours plus tard, le 29 juin 2025, sur les « Effets de la modulation sur les centrales nucléaires », dans lequel il préconise « d’évaluer quantitativement les modulations nécessaires en fonction non seulement de la puissance renouvelable installée (aux niveaux tant français qu’européen), mais aussi du détail statistique des fluctuations induites et de la demande de stabilisation nécessaire (…) Il est imprudent de prétendre, avant que ces études n’aient été faites, que la modulation du fonctionnement des centrales soit une stratégie industriellement viable pour contrebalancer les effets de l’intermittence induite par une pénétration fortement accrue des EnRi. »

Le professeur Yves Bréchet appelle également à lire attentivement le rapport de 2024 de l’inspecteur général pour la sûreté nucléaire et la radioprotection du Groupe EDF. Dans ce rapport, l’amiral Jean Casabianca, souligne que « l’arrivée massive de nouvelles sources d’électricité renouvelables (EnR), à la fois intermittentes et prioritaires sur le réseau, a multiplié les variations de charge. Elles ne sont pas sans risque sur la sûreté du système électrique (dont le blackout) ni sans contrainte sur le fonctionnement de nos installations. À long terme, elles remettent en cause le modèle économique (…) le suivi de charge a forcément un impact sur la machine, plus fréquemment sollicitée par des cyclages profonds. L’augmentation des fortuits n’est pas flagrante mais c’est dans la durée que les effets seront appréciés (…) la priorité donnée aux EnR, dans une complémentarité unilatérale nucléaire‐EnR, conduit à des variations de puissance dont il serait d’autant plus opportun de se dispenser qu’elles ne sont jamais anodines sur la sûreté, notamment la maîtrise de la réactivité, et sur la maintenabilité, la longévité et le coût d’exploitation de nos installations ».

Lors de son audition par les rapporteurs, le 2 juillet 2025, Vincent Berger, Haut-Commissaire à l’énergie atomique, a également insisté sur le problème posé par l’accroissement rapide des productions intermittentes en France et en Europe, alors même que la consommation d’électricité stagne, entraînant un risque de surproduction qui se traduit déjà par des périodes prolongées de prix négatifs, par exemple durant 29 jours, de 11 h à 17 h, en mai 2025.

Il a souligné les limites de la modulation du parc nucléaire, limites qu’il a détaillées dans une note en date du 10 juillet 2025, annexée au présent rapport. Ces limites conduisent « à estimer que le parc nucléaire peut descendre au plus bas à une puissance d’environ 20 GWe, peut-être un peu moins », ce qui conduira nécessairement à l’effacement de productions intermittentes, notamment solaire photovoltaïque.

Ainsi, l’accroissement rapide des capacités en énergies intermittentes, en particulier solaire photovoltaïque, sans accroissement en parallèle de la demande en électricité et de la flexibilité de cette demande, pourrait non seulement avoir un impact sur le parc nucléaire mais aussi conduire à des actifs échoués, les nouvelles installations n’étant plus en capacité de produire que marginalement, ce qui pourrait se traduire par des surcoûts considérables pour les contribuables.

Il n’est donc pas surprenant que dans un courrier adressé le 13 novembre 2025 au premier président de la Cour des comptes, le président directeur général d’EDF, Bernard Fontana, exprime une « préoccupation grandissante s’agissant des impacts d’un recours accru à la modulation de la production du parc en exploitation pour assurer l’équilibre offre/demande du système électrique ». Dans le même courrier, M. Fontana annonce la publication, dans les semaines suivant celle du présent rapport, d’une étude sur les impacts de la modulation sur le parc nucléaire, sur les plans techniques, organisationnels et économiques.

B. Les leviers technologiques de flexibilité et de régulation

Les productions éolienne et solaire présentent une variabilité marquée à l’échelle du mois, de la semaine et de la journée, qui impose d’adapter en permanence l’exploitation du système électrique afin de garantir l’équilibre entre l’offre et la demande, condition indispensable à la sécurité d’approvisionnement.

Dans ce contexte, la flexibilité est un instrument essentiel pour préserver cet équilibre, alors même que la part de sources non pilotables progresse rapidement, en France comme en Europe.

La flexibilité peut être définie comme « la capacité d’un moyen de production, de consommation ou de stockage à moduler à la hausse ou à la baisse son injection ou son soutirage sur le réseau »[62]. Elle se décline en deux composantes complémentaires : la flexibilité de l’offre et celle de la demande.

1. La flexibilité de la demande : un levier essentiel encore peu exploité

Les consommateurs d’électricité, ménages et entreprises, sont à même d’adapter temporairement leur profil de consommation en réponse à un signal, qu’il soit tarifaire, contractuel ou opérationnel.

Les instances internationales et européennes rapprochent cette notion de celle de « demand response », définie comme l’ajustement volontaire de la demande pour contribuer à l’équilibre du système électrique, en particulier lors des périodes de tension ou de forte variabilité de la production.

RTE publie un Baromètre de la flexibilité de consommation d’électricité [63] dans lequel il apparaît que des marges de progrès très importantes existent dans l’exploitation quotidienne et généralisée de la flexibilité. Les leviers, contraintes et potentiels de la flexibilité de la demande diffèrent cependant fortement entre les secteurs résidentiel, tertiaire et industriel.

a. Le secteur résidentiel : un gisement diffus mais important

Le secteur résidentiel est depuis longtemps un levier important de flexibilité, notamment grâce au dispositif des heures creuses, traditionnellement fixées entre 22 heures et 6 heures, associé à l’asservissement des ballons d’eau chaude. Ce dispositif permet de transférer une part significative de la consommation électrique diurne vers la nuit, période de moindre sollicitation du réseau.

Depuis novembre 2025, de nouvelles plages d’heures creuses sont progressivement mises en place sur le territoire national. Deux ou trois heures creuses ont désormais vocation à être positionnées en journée entre avril et octobre, entre 11 heures et 17 heures, afin de valoriser les excédents de production photovoltaïque ; les autres heures creuses demeurent réparties entre 23 heures et 7 heures et sont toujours consécutives.

Les équipements électriques fortement consommateurs : appareils de chauffage, pompes à chaleur, véhicules électriques, etc., se généralisant, le secteur résidentiel représente un gisement de flexibilité particulièrement important. Toutefois, ce potentiel reste diffus, réparti entre un très grand nombre de foyers, et ne pourra être pleinement mobilisé qu’au prix d’une automatisation accrue et d’un déploiement à grande échelle de solutions de pilotage intelligentes.

Deux leviers principaux peuvent être mobilisés. D’une part, le pilotage des équipement thermiques tels que le chauffe-eau, le chauffage ou la climatisation permet un décalage sans perte de confort. En effet, l’inertie du bâti et celle des équipements eux-mêmes, dans le cas des chauffe-eau, des radiateurs à inertie ou des pompes à chaleur, permet de décaler la consommation d’électricité sans affecter les conditions de vie.

D’autre part, la recharge intelligente des véhicules électriques offre une flexibilité substantielle, notamment la nuit ou lors de pics de production renouvelable. À cet égard, l’OPECST a recommandé dès 2019 « d’étendre à l’habitat collectif et au tertiaire l’obligation, déjà prévue pour les bornes publiques, d’installation d’un système permettant de piloter la recharge. »[64]

Figure 16. Courbe de charge associée à la recharge d’un million de véhicules pour un jour ouvré de janvier selon le mode de pilotage de la recharge [65]

À un stade plus avancé, le vehicle-to-grid (V2G) permettra aux véhicules électriques de réinjecter de l’électricité dans le réseau ou de moduler leur recharge afin de contribuer à l’équilibre du système. Chaque batterie individuelle n’a qu’une capacité limitée, mais l’agrégation de plusieurs millions de véhicules constitue un gisement potentiel considérable : à long terme, la flotte pourrait offrir plusieurs dizaines de gigawattheures de stockage distribué et plusieurs gigawatts de puissance modulable. Ce potentiel fait du V2G un outil prometteur pour absorber les excédents de production renouvelable, réduire les pointes de consommation et renforcer la flexibilité du système électrique, à condition de disposer d’infrastructures de recharge bidirectionnelle adaptées et de mécanismes d’incitation suffisamment attractifs pour les utilisateurs.

La montée en puissance de la flexibilité résidentielle suppose une diffusion accrue des dispositifs de contrôle automatisé, une meilleure structuration des offres tarifaires et un engagement accru des agrégateurs, capables de rassembler des gisements diffus en un volume mobilisable pour le système électrique.

b. Le secteur tertiaire : un potentiel croissant

Les bâtiments tertiaires : bureaux, commerces, hôpitaux, établissements publics, etc. disposent d’un potentiel significatif lié à leurs systèmes de chauffage, de ventilation et climatisation, ainsi qu’à certains usages spécifiques, tels que les équipements informatiques, le refroidissement, etc.

Ce secteur présente deux atouts déterminants. D’une part, la présence d’équipements centralisés, pilotables de manière automatisée par des systèmes de gestion technique du bâtiment (GTB, en anglais, building automation control system ou BACS) et d’autre part une capacité d’effacement modulable, notamment en matière de climatisation, d’éclairage et de pilotage des équipements informatiques non critiques.

L’introduction de l’intelligence artificielle dans les systèmes de GTB, qui est déjà une réalité, vient apporter un niveau d’optimisation supplémentaire à ces systèmes, en se substituant à une programmation humaine souvent laborieuse et parfois inadéquate.

Le déploiement des dispositifs de gestion énergétique, renforcé par les obligations réglementaires, notamment dans le cadre du « décret BACS »[66], accélère l’émergence d’un tertiaire « actif », capable de participer aux mécanismes de marché d’ajustement ou aux dispositifs contractuels proposés par les opérateurs. Cependant, le secteur demeure hétérogène : les grands établissements sont déjà en mesure de contribuer, alors que les petites structures restent moins équipées.

c. Le secteur industriel : un acteur historique

L’industrie constitue la source la plus structurée de flexibilité, car certaines installations disposent de procédés électriques pouvant être modulés sur commande ou selon un préavis court. Les grands sites électro-intensifs : métallurgie, chimie, papeterie, agroalimentaire, etc. participent déjà activement aux mécanismes d’effacement ou d’ajustement.

Ce secteur présente plusieurs caractéristiques favorables : des puissances appelées importantes permettant une contribution significative dès l’activation d’un nombre limité de sites ; une expertise technique réelle, qui facilite le développement de contrats d’effacement ou de participation directe aux marchés de services système ; une maturité contractuelle et une longue expérience des interactions avec les gestionnaires de réseaux et les agrégateurs.

Néanmoins, la flexibilité industrielle reste contrainte par la nature même des procédés industriels : certains cycles de production ne peuvent pas être interrompus sans entraîner des pertes économiques majeures. La montée en puissance de l’industrie électrifiée, notamment l’hydrogène produit par électrolyse, les procédés électrothermiques et les gigafactories de batteries, ouvre de nouveaux gisements particulièrement flexibles.

2. La flexibilité de l’offre : adapter en temps réel les moyens de production et de stockage

La flexibilité de l’offre désigne la capacité des moyens de production ou de stockage à moduler rapidement leur injection d’électricité dans le système, à la hausse comme à la baisse, afin de contribuer à l’équilibre instantané entre production et consommation.

Contrairement à la flexibilité de la demande, qui repose sur l’adaptation des usages, la flexibilité de l’offre mobilise directement les ressources énergétiques disponibles et leur capacité à réagir en temps réel aux signaux du réseau.

a. Les moyens de production pilotables

Les moyens de production pilotables : hydraulique, thermique, et plus rarement nucléaire – sauf en France –, sont depuis des décennies la première source de flexibilité des systèmes électriques. Ils offrent la possibilité d’ajuster la production aux besoins, de compenser la variabilité de la demande et de répondre à des contingences techniques.

Par exemple, les turbines à gaz en cycle ouvert (OCGT) se caractérisent par des temps de démarrage courts, des rampes de montée et de descente de charge élevées et une large plage de fonctionnement à charge partielle, qualités qui en font le moyen de production les plus adapté pour compenser les fluctuations rapides de l’éolien et du solaire.

b. Les interconnexions transfrontalières

Les interconnexions entre pays, présentées en détail dans le dernier chapitre, permettent de valoriser les excédents de production disponibles dans les pays voisins et d’optimiser collectivement l’équilibre du système électrique.

Ces surplus peuvent découler de différences entre les politiques énergétiques nationales, de contrastes géographiques – par exemple un pays plus méridional bénéficiant d’une production solaire plus abondante que ses voisins du nord – ou encore de différences culturelles, telles que des rythmes de travail plus ou moins matinaux. Ils peuvent également résulter du décalage entre fuseaux horaires, qui crée des déphasages naturels dans les pointes de consommation et donc des opportunités d’échanges supplémentaires.

Si les interconnexions sont un levier important de flexibilité, leur mobilisation sans discernement peut également générer des risques. En effet, leur efficacité dépend de la capacité des pays voisins à disposer eux-mêmes de marges suffisantes : lorsque plusieurs systèmes sont simultanément exposés aux mêmes tensions d’approvisionnement, notamment lors de pics de consommation synchrones, la solidarité électrique peut se trouver limitée, réduisant la disponibilité réelle d’un volant suffisant d’importations.

c. Le stockage : une ressource en croissance rapide

Le stockage d’électricité, longtemps négligé, devient progressivement une composante essentielle de la flexibilité de l’offre. Il permet de découpler temporellement production et consommation, ce qui est un avantage déterminant dans un système à forte variabilité.

Les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) fournissent aujourd’hui la grande majorité des capacités de stockage de masse et demeurent irremplaçables pour les besoins de forte puissance sur quelques heures. Les six STEP françaises – Grand’Maison en Isère, d’une puissance de 1 790 MW, Montézic dans l’Aveyron (910 MW), Super-Bissorte en Savoie (730 MW), Revin dans les Ardennes (720 MW), Le Cheylas en Isère (460 MW) et La Coche en Savoie (330 MW) cumulent une puissance totale de 4,9 GW et une capacité de stockage annuel de 30 TWh, variable suivant l’état hydrologique.

Les batteries stationnaires, en forte progression, peuvent se positionner de plusieurs façons dans le système électrique.

Elles peuvent stocker l’électricité excédentaire produite en période de faible demande, notamment par le photovoltaïque en milieu de journée, pour la restituer en période de pointe. Dans ce cadre, elles contribuent à limiter l’écrêtement de la production en excès, tout en réduisant par la suite l’appel aux moyens fossiles résiduels.

En aval des réseaux de transport, les batteries stationnaires peuvent réduire les congestions locales, apporter un soutien aux nœuds du réseau en période de forte injection renouvelable et éviter, ou du moins reporter, l’investissement dans de nouvelles lignes.

Comme évoqué précédemment, les batteries stationnaires peuvent également, compte tenu de leur temps de réponse extrêmement court (de l’ordre de la milliseconde), participer efficacement aux mécanismes de services systèmes : gestion des variations brusques de production renouvelable, contrôle de fréquence ou maintien de la tension locale.

Les batteries stationnaires n’étant fortement contraintes ni par le poids, ni par le volume, ni par la température, le panel de technologies disponibles est plus large que pour d’autres usages, si bien qu’il est difficile de toutes les mentionner.

La technologie le plus couramment employée dans le domaine stationnaire est celle des batteries au lithium-ion, en raison de leur maturité industrielle et de leurs caractéristiques favorables : densité énergétique et efficacité élevée, avec une bonne puissance de décharge. De plus, leur coût a fortement diminué au cours de la dernière décennie et leur production à grande échelle, tirée par la filière automobile, favorise la disponibilité des équipements et la standardisation. Elles sont plutôt adaptées aux applications de courte durée (1 à 4 heures).

Les batteries à flux, notamment les technologies redox au vanadium, stockent l’énergie dans des électrolytes liquides externes. Elles présentent plusieurs avantages : une durée de vie élevée, une très bonne sécurité et la possibilité d’augmenter la capacité énergétique indépendamment de la puissance. Elles sont particulièrement adaptées aux besoins de stockage de longue durée, c’est-à-dire de 4 à 12 heures, même si leur coût reste élevé et la disponibilité des matériaux limitée.

Les batteries sodium-ion suscitent un intérêt croissant. Moins denses mais plus économiques que le lithium-ion, elles pourraient devenir compétitives pour des usages stationnaires. Leur production repose sur des matériaux disponibles en abondance, ce qui permet de réduire la dépendance aux métaux critiques. La France est particulièrement impliquée dans cette filière, au développement de laquelle les équipes du CNRS et du CEA ont fortement contribué, au sein du réseau RS2E (Réseau sur le stockage électrochimique de l’énergie), et la start-up TIAMAT qui développe des cellules sodium-ion orientées vers des usages de puissance et de stockage stationnaire.

d. Les énergies renouvelables pilotables : une contribution encore limitée mais croissante

Certaines filières renouvelables présentent des marges de pilotabilité, comme la biomasse et le biogaz, qui peuvent être mobilisés à la demande, sous réserve de disponibilité des ressources, ou la géothermie, dont la production est stable et modulable dans certaines configurations.

Ces ressources, bien que modestes à l’échelle du système français, apportent une flexibilité complémentaire, notamment en hiver ou lors des périodes de tension.

e. La flexibilité des renouvelables variables : une marge de manœuvre en développement

Les parcs éoliens et photovoltaïques, traditionnellement considérés comme non pilotables, peuvent apporter une forme limitée mais bien réelle de flexibilité, notamment via la réduction de la production en cas de contraintes réseau, la commande intelligente d’onduleurs, comme évoqué précédemment, permettant une réponse en fréquence à très court terme, et l’intégration de systèmes hybrides, associant photovoltaïque et batteries.

Ainsi, les renouvelables variables évoluent progressivement d’une logique strictement passive à une participation active aux services système, tendance appelée à se renforcer avec la numérisation des installations.

C. Les réseaux gaziers : un levier complémentaire

Le réseau gazier est un autre levier potentiel pour assurer l’équilibre entre offre et demande d’énergie.

1. Une grande infrastructure, gérée par trois opérateurs

Le réseau gazier français est constitué, d’une part, d’un réseau de transport à haute pression d’une longueur d’environ 37 000 kilomètres, et, d’autre part, d’un réseau de distribution, d’une longueur de plus de 200 000 kilomètres. Ce réseau alimente quelques 11 millions de consommateurs, particuliers, entreprises et sites industriels.

Le transport du gaz naturel est assuré par deux opérateurs principaux : NaTran (ex GRTgaz), filiale d’Engie, qui exploite environ 85 % du réseau de transport et couvre la quasi-totalité du territoire, et Teréga, basée à Pau, qui gère environ 5 100 km de canalisations dans le Sud-Ouest et assure l’interconnexion avec l’Espagne.

Le réseau de distribution est majoritairement géré par GRDF, également filiale d’Engie, qui dessert plus de 9 500 communes.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) assure la régulation de ces réseaux. Elle fixe notamment les tarifs d’utilisation et encadre les investissements structurants. La CRE veille également à la sécurité, à la performance environnementale et à l’ouverture à la concurrence des infrastructures.

2. Une dépendance quasi complète aux importations, contrebalancée par une diversification des approvisionnements

Depuis l’épuisement du gisement de Lacq, la France est dépendante des importations pour son approvisionnement en gaz naturel. De plus, la loi encadre strictement toute nouvelle activité d’exploration ou d’exploitation. La loi n° 2017-1839 du 30 décembre 2017 institue en effet l’extinction programmée des permis d’hydrocarbures et interdit la délivrance de nouvelles concessions.

Les interconnexions du réseau gazier avec les pays voisins et les terminaux méthaniers permettent de diversifier les sources d’approvisionnement en gaz naturel, notamment depuis la guerre en Ukraine et la coupure des approvisionnements russes qui transitaient par l’Allemagne.

Le réseau gazier est, en effet, directement interconnecté avec quatre de nos voisins européens : la Belgique, l’Allemagne, la Suisse et l’Espagne. De plus, la France dispose de cinq terminaux méthaniers, permettant l’importation de gaz naturel liquéfié (GNL), situés à Dunkerque, Montoir-de-Bretagne, Fos-Tonkin, Fos-Cavaou, et, depuis 2023, Le Havre, avec une unité flottante de stockage et de regazéification (en anglais Floating Storage and Regasification Unit ou FSRU). En 2024, le GNL représentait environ 40 % de l’approvisionnement français, contre 25 % avant la guerre en Ukraine. Le terminal du Havre a joué un rôle clé dans l’accroissement des volumes.

3. Des capacités de stockage stratégiques

La France possède l’un des plus importants parcs de stockage souterrain de gaz en Europe, avec une capacité totale d’environ 130 TWh, soit près de 30 % de la consommation nationale annuelle de gaz. Cette capacité peut être mise en regard de celle des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) nationales, dont la capacité de stockage est d’environ 30 TWh.

Ces stockages, exploités principalement par Storengy (Engie) et Teréga, sont localisés dans des cavités salines ou des aquifères. Ils permettent de compenser la forte saisonnalité de la demande, très marquée par les besoins de chauffage en hiver, et constituent un outil essentiel de sécurité d’approvisionnement.

4. Une baisse progressive et structurelle de la demande de gaz naturel en France

L’évolution du système énergétique français s’inscrit dans le cadre des engagements nationaux et européens visant à atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050. Conformément aux orientations de la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), la France a engagé une diminution de sa consommation de gaz naturel, énergie fossile dont la combustion contribue significativement aux émissions nationales de gaz à effet de serre.

Le gaz naturel représente, en effet, environ 15 % de la consommation finale d’énergie. Son facteur d’émission est intermédiaire : sensiblement inférieur à celui du charbon ou du fioul, mais nettement supérieur à celui de l’électricité, majoritairement produite à partir de sources bas carbone : hydraulique, nucléaire, éolien et solaire.

En croisant les données du SDES, de l’ADEME et du CITEPA, on peut estimer que la consommation de gaz naturel en 2023 a généré environ 76,5 MtCO₂e, soit environ 20,5 % des émissions nationales totales, qui sont de 372,9 MtCO₂e.

Figure 17. Évolution de la consommation brute de gaz en France depuis 2021
Source : Connaissance des énergies (https://www.connaissancedesenergies.org/gaz-en-france-une-consommation-toujours-en-baisse-mais-un-transit-intensifie), 4 mars 2025

Après deux décennies de relative stabilité, la consommation du gaz naturel connaît une inflexion notable : elle a diminué d’environ un quart entre 2021 et 2024. Cette évolution résulte principalement de la crise énergétique consécutive à l’invasion de l’Ukraine par la Russie.

Celle-ci s’est traduite, dès la fin de l’année 2021, par un ralentissement des flux de gaz russe vers l’Europe, probablement destinée à entraver la reconstitution des stocks européens, puis par une interruption début 2022, ainsi que par une forte hausse des prix de marché. En France, les prix ont ainsi progressé en 2022 d’environ 25 % par rapport à 2021 pour les ménages et de 67 % pour les entreprises. Malgré le « bouclier tarifaire », qui a amorti les augmentations du prix du gaz en France par rapport à d’autres pays européens, la hausse du coût de l’énergie a conduit à une modification durable des comportements, avec une intensification des pratiques de sobriété énergétique.

Le scénario provisoire de la Stratégie française énergie-climat prolonge jusqu’en 2035 l’infléchissement de la consommation de gaz naturel en France, qui se trouverait réduite à 214 TWh à cette échéance.

Figure 18. Consommation primaire de gaz fossile historiques et projetées (périmètre métropole, en TWh)
Source : Projet de programmation pluriannuelle de l’énergie n°3 soumis à consultation, p. 56.

Dans les secteurs résidentiel et tertiaire, les mesures prévues pour atteindre cet objectif portent notamment sur l’amélioration de l’efficacité énergétique du parc de maisons individuelles et de logements collectifs, au rythme de 600 000 logements par an, et le remplacement progressif des chaudières à gaz, dont l’installation n’est plus subventionnée par les dispositifs d’aide. En outre, la réglementation environnementale 2020 (RE2020), entrée en vigueur au début de l’année 2025, limite fortement les installations de chauffage au gaz dans les constructions neuves.

Comme le détaille le chapitre suivant, le secteur industriel demeure dépendant du gaz naturel, en particulier pour des usages à haute température, tels que la verrerie, la métallurgie, la chimie ou l’agroalimentaire. Les mesures proposées pour réduire sa consommation consistent pour l’essentiel à prolonger ou renforcer les dispositifs d’incitation existants. Les politiques climatiques européennes, notamment le marché du carbone (ETS), y contribuent également. Le secteur étant soumis à la concurrence internationale, l’amélioration permanente de l’efficacité énergétique de ses procédés contribue à diminuer sa consommation d’énergie, en particulier de gaz. Pour la même raison, assurer un prix de l’électricité compétitif par rapport au gaz est essentiel pour favoriser la décarbonation.

En 2024, la production d’électricité à partir de gaz ne contribuait plus qu’à hauteur de 3,2 % au mix électrique français et ne représentait que 4,4 % de la consommation de gaz naturel. Néanmoins, elle conserve un rôle d’appoint essentiel pour la sécurité d’approvisionnement, en particulier lors des pointes hivernales ou pour aider à faire face à des variations rapides de la production éolienne et solaire. Aussi, dans la trajectoire de la Programmation pluriannuelle de l’énergie, la production d’électricité à partir de gaz fossile devrait être partiellement remplacée par des centrales brûlant des gaz renouvelables, biométhane ou hydrogène.

La contraction de la demande de gaz naturel se traduit mécaniquement par une moindre utilisation des réseaux de transport et de distribution, dont les capacités avaient été dimensionnées pour des volumes de consommation bien supérieurs, de l’ordre de 500 TWh.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) souligne dans ses rapports successifs que cette évolution appelle une vigilance accrue sur la soutenabilité économique de leur exploitation, le niveau des tarifs d’acheminement et la planification coordonnée des investissements.

5. Vers un réseau gazier mis au service de la décarbonation

Conçu à l’origine pour transporter du gaz naturel importé, le réseau de transport et de distribution doit évoluer pour devenir le vecteur d’un mélange de gaz renouvelables, parmi lesquels le biométhane et, à terme, l’hydrogène occuperont une place croissante. S’y ajoute le transport du CO2, dont la capture apparaît indispensable pour certaines applications industrielles, ainsi que l’explicite le chapitre suivant.

Cette mutation structurelle répond à un double objectif : réduire les émissions de gaz à effet de serre, conformément à la trajectoire fixée par la Stratégie nationale bas-carbone, et préserver la valeur d’un patrimoine industriel et territorial dont la densité et la flexibilité sont un atout pour la réussite de la transition énergétique.

a. Le méthane décarboné, première étape d’un réseau gazier décarboné

i. Le biométhane, une filière en développement rapide

Le développement du biométhane représente la première concrétisation de la mutation du réseau gazier. Issu de la méthanisation de matières organiques, effluents agricoles, déchets verts, boues d’épuration ou biodéchets, ce gaz possède des caractéristiques physico-chimiques proches de celles du gaz naturel et peut, après épuration, être injecté directement dans le réseau.

Ainsi que l’ont souligné les interlocuteurs de NaTran, entendus par les rapporteurs le 10 juillet 2025, « la technologie de méthanisation est aujourd’hui pleinement mature : elle ne dépend pas de ressources rares, ne nécessite pas de conversions d’usages importantes et ne requiert pas d’effort majeur en recherche et développement ».

Depuis une dizaine d’années, la filière connaît une expansion rapide. Alors qu’on ne comptait qu’une trentaine de sites d’injection en 2015, près de 800 étaient recensés mi-2025. La capacité d’injection annuelle dépasse désormais 12 TWh, soit environ 3 % de la consommation nationale. Cette dynamique est favorisée par des mécanismes incitatifs tels que les tarifs d’achat garantis, les garanties d’origine de biogaz (GO), les certificats de production de biogaz (CPB) et les subventions à l’investissement.

Le projet de troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) envisage une augmentation de la production de biométhane à hauteur de 44 TWh en 2030 et à 50, voire 85 TWh en 2035, alors que la Stratégie nationale bas-carbone de 2020 vise 150 TWh en 2050. NaTran a confirmé la faisabilité de l’objectif fixé à l’horizon 2030, qui pourrait même être dépassé.

ii. Deux filières alternatives pour la biomasse solide et liquide

D’autres filières technologiques pourraient venir compléter la production de méthane décarboné à partir de la biomasse, parmi lesquelles les plus avancées, en termes de maturité technologique, sont la pyrogazéification et la gazéification hydrothermale.

La première, aussi appelée gazéification thermochimique, permet de valoriser la biomasse sèche et les combustibles solides de récupération (CSR). Elle produit à haute température (800 à 1 000° C), en atmosphère contrôlée, un gaz de synthèse (syngaz) composé de CO, H2 et CO2, qui peut ensuite être transformé en méthane de synthèse via un catalyseur. Le rendement global du processus, incluant cette dernière étape, est compris entre 55 % et 70 %.

La seconde est destinée au contraire à traiter la biomasse humide, comme les boues des stations d’épurations, la vinasse, les lisiers et les digestats des unités de méthanisation. Elle repose sur la conversion de la matière organique dans de l’eau portée à un état supercritique, conditions dans lesquelles elle acquiert des propriétés physico-chimiques uniques permettant la solubilisation des composés organiques et leur reformage vers des gaz légers. La réaction produit un mélange gazeux riche en méthane, hydrogène et CO2, avec des rendements en CH4 pouvant dépasser 50 % à 60 % selon les conditions opératoires.

iii. La réutilisation de l’électricité fatale des énergies intermittentes

La méthanation catalytique, basée sur la réaction de Sabatier (CO2 + 4H2 → CH4 + 2H2O) utilise de l’hydrogène renouvelable et du CO2 issu de la biomasse ou de procédés industriels.

Ce procédé, plus connu sous la dénomination Power-to-gas, permettrait d’utiliser les surplus d’électricité éolienne et photovoltaïque pour produire du méthane décarboné, réutilisable à diverses fins, par exemple dans une turbine à gaz à cycle simple (TAC), pour assurer la flexibilité nécessaire à l’intégration massive d’éolien et de solaire. Le rendement de ce procédé est relativement limité, de 50 % à 60 %.

b. L’hydrogène, vecteur énergétique de la neutralité carbone

Si le biométhane est dès aujourd’hui une réalité pour le réseau gazier, le développement de l’hydrogène comme vecteur énergétique prendra plus de temps. Produit principalement à partir d’électricité décarbonée, par électrolyse de l’eau ou par reformage du biogaz, il peut être utilisé aussi bien dans les procédés industriels que pour la mobilité lourde, la production d’électricité de secours ou le stockage d’énergie.

La France a défini dès 2020 une stratégie nationale pour le développement de l’hydrogène décarboné, renforcée en 2023 par un plan d’investissement dans les capacités d’électrolyse et le déploiement d’infrastructures adaptées. L’objectif affiché est l’atteinte de 6,5 GW d’électrolyseurs installés d’ici 2030.

En parallèle, la construction d’un réseau national de transport d’hydrogène interconnecté aux grands axes européens est engagée. Ce réseau, désigné sous le nom de « backbone hydrogène », reposera pour une large part sur la reconversion d’infrastructures gazières existantes, ce qui permet de limiter les coûts d’investissement.

Il n’existe pas d’obstacle technique au développement des infrastructures de transport, puisque que 1 600 km de réseau hydrogène existent déjà en Europe de l’Ouest. NaTran prévoit d’ailleurs de convertir à l’hydrogène une partie de ses canalisations existantes, initialement conçues pour le méthane.

Le projet transfrontalier MosaHYc (Moselle Sarre Hydrogène Conversion), qui doit être mis en service en 2029, sera constitué d’environ 30 kilomètres de canalisation neuves et 70 kilomètres de canalisations conçues pour le transport du gaz naturel et reconverties.

Figure 19. Schéma du réseau MosaHYc
Source : NaTran (https://www.natrangroupe.com/notre-transition-energetique/transport-hydrogene/mosahyc)

6. Les adaptations techniques et les enjeux de modernisation du réseau gazier

La transition énergétique, en bouleversant la nature des gaz acheminés, les volumes transportés et la structure de la demande, appelle une refondation technique du réseau gazier français. Cette évolution conditionne la capacité du système gazier à demeurer un outil pertinent et économiquement soutenable.

Elle s’accompagne d’une transformation des flux : contrairement au gaz naturel importé via les interconnexions avec les pays voisins ou les terminaux méthaniers, le biométhane est produit localement, souvent dans des zones rurales, et tout au long de l’année, ce qui modifie aussi les conditions d’exploitation des capacités de stockage.

Les gestionnaires de réseau doivent donc adapter la topologie et le fonctionnement hydraulique de leurs infrastructures. Des postes d’injection et des stations de rebours – 33 en opération et une cinquantaine en projet à mi-2025 pour NaTran – permettent désormais de remonter le gaz produit localement vers les réseaux de transport, tandis que des outils de supervision numérique facilitent la gestion dynamique de flux de plus en plus décentralisés.

Pour l’hydrogène, la conversion de canalisations prévues pour le gaz naturel est une solution éprouvée. Les équipements périphériques : vannes, joints, systèmes de compression, instruments de mesure, etc. doivent être remplacés ou adaptés, car l’hydrogène présente une diffusivité plus élevée et des exigences spécifiques en matière d’étanchéité. Le coût de conversion peut représenter 25 % à 35 % du coût de construction de canalisations neuves [67].

La modernisation du réseau gazier ne doit pas être considérée isolément. Elle s’inscrit dans la perspective d’un système énergétique intégré, où les vecteurs gaz et électricité interagissent de manière complémentaire. Dans ce cadre, l’infrastructure gazière modernisée pourrait devenir un instrument de flexibilité indispensable à l’équilibre du système énergétique national.

III. Adaptation et contribution de l’outil industriel français à l’évolution du mix énergétique

A. La consommation énergétique de l’industrie reflète les dynamiques structurelles et conjoncturelles du secteur

1. Malgré un déclin tendanciel, la part de l’industrie dans le mix énergétique national reste significative

L’industrie concentre une part importante de la consommation énergétique nationale et elle est une source significative d’émissions de gaz à effet de serre. En 2023, la consommation d’énergie de l’industrie s’est établie à 23,7 millions de tonnes d’équivalent pétrole [68], soit 19 % de la consommation finale nationale [69].

La demande d’énergie du secteur industriel français connaît une baisse tendancielle de long terme, qui résulte en partie de l’amélioration de l’efficacité énergétique. La cause principale en est toutefois la désindustrialisation du pays. La part de l’industrie dans le PIB a reculé de 10 points depuis 1980, pour s’établir à 13,4 % du PIB en 2018 [70]. La crise de la Covid-19 a conduit à une première accélération de la baisse de la demande. Elle a été approfondie en 2022-2023 par les tensions énergétiques résultant de la guerre en Ukraine et des difficultés touchant le parc nucléaire français. L’industrie représente toutefois une part encore importante des émissions de gaz à effet de serre, avec 76,3 millions de tonnes de CO2 en 2019, soit 18 % des émissions nationales [71].

Figure 20. Consommation d’énergie et facture énergétique (hors matières premières) des établissements de l’industrie entre 2005 et 2023.[72]

C’est pourquoi la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) inclut de nombreux objectif relatifs à la décarbonation de l’industrie. La SNBC définit la trajectoire de réduction des émissions nationales jusqu’en 2050, fixe des budgets carbone pluriannuels et précise les orientations sectorielles visant la neutralité carbone à l’horizon 2050. Pour l’industrie, l’édition 2020 de la SNBC prévoit une réduction de 35 % des émissions du secteur en 2030 par rapport à 2015, puis de 81 % à l’horizon 2050 [73]. Elle recommande pour cela une combinaison d’actions : recourir à des technologies de rupture et des ressources décarbonées dans les procédés industriels ; renforcer l’efficacité énergétique, l’écoconception et l’électrification ; limiter la part des ressources fortement émettrices aux seules utilisations non énergétiques et difficilement substituables ; intensifier le recyclage ainsi que la réutilisation et récupération d’énergie. La SNBC précise que ces efforts ne doivent pas compromettre « le maintien d’une base industrielle nationale solide », qui peut passer par des relocalisations des productions.

La diversité du mix énergétique industriel apparaît clairement lorsqu’on ventile la consommation industrielle par vecteur énergétique et par usage principal.

L’électricité assure de nombreux usages, parmi lesquels les moteurs, l’électrolyse, les fours électriques et la traction interne. Elle constitue le vecteur énergétique le plus utilisé par l’industrie, représentant 35,4 % de sa consommation énergétique en 2023. L’électrification est une voie prioritaire de décarbonation dès lors que l’électricité est faiblement carbonée.

Le gaz naturel, gaz d’hydrocarbures principalement composé de méthane, est un vecteur clé pour la production de chaleur et certains procédés chimiques ; la substituabilité du gaz varie selon l’intensité thermique et la température requise. Il représente le tiers de la consommation énergétique de l’industrie, juste derrière l’électricité.

Les produits pétroliers sont encore présents dans des processus nécessitant des sources d’énergie liquide ou des hautes températures. Leur usage tend toutefois à décroître sous l’effet des conversions et de la pression réglementaire.

Le charbon et le coke, réunis sous le nom de combustibles minéraux solides, sont concentrés dans des segments lourds tels que la sidérurgie et les cokeries. La réduction de ces consommations est techniquement plus contraignante et requiert des transformations industrielles profondes.

La biomasse et la chaleur fatale récupérée peuvent être utilisées pour la production de chaleur industrielle et se substituer partiellement aux énergies fossiles. Le développement de la valorisation de chaleur et des énergies renouvelables thermiques est encouragé par les politiques publiques, notamment au travers du Fonds chaleur géré par l’ADEME [74].

Répartition de la consommation énergétique
(hors matières premières) de l’industrie française en 2023 [75]

Type d’énergie	Part
Gaz	33,7 %
Électricité	35,4 %
Vapeur1	7,3 %
Bois	8,4 %
Produits pétroliers principaux	5,4 %
Autres produits pétroliers	4,0 %
Combustibles minéraux solides	2,5 %
Hydrogène	0,6 %
Autres2	2,7 %

2. La consommation énergétique de l’industrie et ses émissions de gaz à effet de serre connaissent des contrastes sectoriels et territoriaux marqués

Quelques filières dites énergo-intensives représentent une part majoritaire des usages finaux de l’énergie dans l’industrie et des émissions associées. Ces filières – principalement la sidérurgie, la chimie, la métallurgie, la production de matériaux de construction (ciment, verre, céramique) et la pâte à papier – totalisent à elles seules plus de la moitié de la consommation industrielle d’énergie finale et près de 70 % des émissions de CO2 du secteur industriel. Alors que les emplois industriels ont connu une homogénéisation de leur répartition à l’échelle nationale [76], les industries fortement consommatrices d’énergie restent concentrées à proximité des ports, des grands axes logistiques ou des sources d’énergie (vallée du Rhône, Nord, Est, façade atlantique). Cette concentration géographique et énergétique en fait des acteurs centraux de la politique de décarbonation, mais aussi des cibles prioritaires des dispositifs d’aide à la compétitivité et à la transition énergétique.

Les industries moins énergo-intensives exercent une grande diversité d’activités, souvent davantage orientées vers la transformation, l’assemblage ou la production de biens intermédiaires et finis : agroalimentaire, pharmaceutique, textile, électronique, mécanique, plasturgie, bois et ameublement. Ces secteurs demeurent exposés à l’évolution des coûts de l’énergie, notamment via leurs intrants et leurs chaînes logistiques. Ils bénéficient cependant d’une plus grande flexibilité technologique et organisationnelle, facilitant la mise en œuvre de démarches d’efficacité énergétique et de sobriété.

Les émissions de gaz à effet de serre de l’industrie sont principalement constituées de dioxyde de carbone. 54 % de ces émissions proviennent de la combustion d’énergies fossiles ; 41 % sont issus de réactions chimiques ; le solde de 5 % provient d’autres gaz à effet de serre.

En définitive, la structure industrielle française se caractérise par une forte hétérogénéité énergétique : quelques filières concentrent la majorité des enjeux de décarbonation, tandis qu’un tissu diversifié d’entreprises plus légères assure l’essentiel de l’emploi et de la valeur ajoutée manufacturière. Ce « secteur industriel diffus » représente ainsi 93 % des 2,4 millions d’emplois industriels mais ne génère que 31 % des émissions de gaz à effet de serre [77].

Figure 11. Décomposition des émissions de gaz à effet de serre de l'industrie française en 2022, par secteur
Source : ADEME, Décarboner l'industrie, enjeux et défis, février 2025.

Figure 22. Répartition géographique des émissions de gaz à effet de serre de l'industrie française en 2023
Source : ADEME, Décarboner l'industrie, enjeux et défis, février 2025.

3. L’énergie est un facteur important de la compétitivité des entreprises industrielles

L’industrie française traverse depuis plusieurs années une période de recomposition, marquée par des tensions sur les coûts de production, la nécessité d’investir dans la décarbonation et une concurrence internationale accrue. Après une décennie de désindustrialisation, certains segments retrouvent une dynamique positive, portée par la relocalisation partielle de chaînes de valeur stratégiques, l’électrification des procédés et des investissements soutenus par la politique industrielle nationale. Toutefois, la compétitivité globale demeure contrainte par des coûts intermédiaires élevés, notamment en matière d’énergie, qui sont un facteur déterminant pour les filières énergo-intensives.

Dans ce contexte, la hausse du prix des énergies fossiles en France affecte certaines branches industrielles fortement consommatrices de gaz naturel, de fioul ou de charbon. Alors que la France importe la quasi-totalité des combustibles fossiles qu’elle consomme, la volatilité des marchés internationaux et la dépendance géopolitique renforcent l’incertitude sur les coûts à moyen terme. Les entreprises françaises supportent des coûts gaziers généralement plus élevés que leurs concurrentes nord-américaines ou asiatiques, ce qui réduit la compétitivité des productions à forte intensité énergétique [78] et accentue la pression sur les marges, tout en incitant à accélérer la substitution des énergies fossiles par des vecteurs bas-carbone.

En revanche, la structure du prix de l’électricité en France demeure un avantage comparatif, même si cet atout tend à s’éroder. Tiré vers le bas par un parc nucléaire amorti, le coût de l’électricité industrielle française reste inférieur à la moyenne européenne, mais supérieur à celui observé dans certains pays scandinaves ou nord-américains. L’abondance, la stabilité et la fiabilité de l’approvisionnement électrique français constituent des atouts stratégiques pour les entreprises, en garantissant une sécurité d’alimentation compatible avec les besoins des procédés industriels continus et des activités électro-intensives.

L’analyse globale doit cependant être nuancée. Les déterminants de la compétitivité énergétique n’affectent pas de manière homogène l’ensemble du tissu industriel. Selon le type de production, le niveau d’électrification, l’intensité énergétique ou encore l’exposition aux échanges internationaux, l’impact des coûts de l’énergie diffère sensiblement d’une filière à l’autre.

B. Le mix énergétique de l’industrie incorpore déjà une part importante d’électricité, en particulier grâce aux acteurs fortement électro-intensifs

En France, la première source d’énergie de l’industrie est l’électricité [79], juste devant le gaz. Sont qualifiées d’« industries électro-intensives » celles qui satisfont simultanément deux critères : avoir une consommation d’électricité supérieure à 2,5 kWh par euro de valeur ajoutée et exercer une activité industrielle « appartenant à un secteur dont l’intensité des échanges avec les pays tiers […] est supérieure à 4 % »[80]. Elles sont par nature particulièrement exposées à la concurrence internationale, ce qui justifie qu’elles fassent l’objet d’une fiscalité et d’une protection spécifique.

1. La dépendance forte des industries électro-intensives au prix de l’électricité est un facteur de fragilité dans la compétition internationale

L’activité des industries électro-intensive est fortement dépendante du prix de l’électricité.

Montant moyen de la facture d’électricité des entreprises
au 1er semestre 2025 [81]

Pays	Facture moyenne TTC (€/kWh)
Italie	0,364
Allemagne	0,322
Royaume-Uni **	0,311
Suisse *	0,297
Pays-Bas	0,285
Moyenne UE	0,249
Belgique	0,243
France	0,236
Espagne	0,208
Japon *	0,170
Suède	0,126
États-Unis ***	0,096
Norvège	0,092
Chine *	0,084

Sources : CRE, d’après données Eurostat, * Global Petrol Prices, ** OFGEM, *** EIA

La production de certains processus industriels électro-intensifs est directement proportionnelle à la quantité d’électricité en entrée de la chaîne de production. C’est notamment le cas pour les électrolyseurs. L’électrolyse consiste en effet à appliquer une différence de potentiel électrique entre deux électrodes, une anode et une cathode, plongées dans une solution. Le courant électrique ainsi créé provoque une réaction chimique dont les produits sont ceux souhaités en sortie du processus industriel. L’intensité du courant électrique, donc la quantité d’énergie consommée, est proportionnelle à la quantité de produits en sortie. La production d’aluminium est un exemple caractéristique de tels processus. Par le procédé Hall-Héroult, l’électrolyse d’une solution d’alumine produit de l’aluminium sous forme métallique autour de la cathode [82].

L’électricité étant directement utilisée dans la chaîne de production, la facture d’électricité constitue pour ces industries une part majeure de leur coût de production. Son prix est donc déterminant, d’autant plus que les produits de ces entreprises sont par ailleurs très exposés à la concurrence internationale. Afin de maintenir leur compétitivité par rapport aux autres pays, en particulier la Chine, première productrice mondiale d’aluminium, les industriels doivent bénéficier de prix de l’électricité maîtrisés. Les deux usines françaises productrices d’aluminium, Aluminium Dunkerque dans le département du Nord et Trimet à Saint-Jean de Maurienne en Savoie, s’appuient ainsi respectivement sur une centrale nucléaire et un barrage hydroélectrique [83], à travers des contrats spécifiques conclus avec EDF [84]. La facture d’électricité représente néanmoins le quart des dépenses d’Aluminium Dunkerque [85].

La fiabilité de la fourniture de l’électricité est un autre facteur essentiel de la solidité de ces entreprises. Alors que l’Union européenne étudie la possibilité de renforcer la contribution de l’industrie à la flexibilité de la demande, pour pallier la faible pilotabilité de certaines énergies renouvelables, l’Union des Industries Utilisatrices d’Énergie (Uniden), qui représente une partie des industries électro-intensives, souligne que « les industries ne sont pas demandeuses de flexibilité ». Si certaines peuvent s’adapter à la variabilité de l’offre, ceci ne devrait pas se faire au détriment de leur modèle d’affaires.

2. Des mécanismes européens participent au maintien de leur compétitivité

Les industriels électro-intensifs bénéficient de plusieurs mécanismes pour leur permettre de faire face à la concurrence internationale, notamment au regard des prix de l’énergie nettement inférieurs en Chine, permis par l’utilisation d’énergies fossiles dans la production locale d’électricité.

Les industries électro-intensives sont d’abord soumises à un taux d’accise réduit par rapport aux autres consommateurs, en fonction de leur degré d’électro-intensivité [86].

Certains secteurs sont considérés comme étant exposés à un fort risque de « fuite de carbone », c’est-à-dire qu’ils sont susceptibles de déplacer leurs capacités de production hors de l’Union européenne afin d’éviter de devoir respecter des normes climatiques plus strictes qu’à l’étranger [87]. Pour protéger son économie en maintenant des emplois de qualité et des chaînes de production sur son territoire, l’Union européenne a mis en place le « mécanisme d’ajustement carbone aux frontières » (MACF), qui a pour objectif de soumettre les produits importés à une tarification du carbone équivalente à celle appliquée aux industriels européens fabriquant ces produits [88].

Les entreprises de ces secteurs bénéficient en parallèle d’une compensation des coûts indirects du carbone visant à préserver leur compétitivité et à prévenir également les fuites de carbone. Ce mécanisme européen a vocation à disparaître à terme. La France s’est prononcée en faveur d’une prolongation de cette aide après 2030 [89].

3. L’évolution de la consommation électrique des industries électro-intensives est difficilement prévisible, les différentes filières suivant des trajectoires contrastées

a. La désindustrialisation s’accompagne d’une baisse de la consommation électrique

Le mouvement de désindustrialisation que connaît la France depuis les années 2000 est particulièrement marqué dans les secteurs à forte intensité électrique tels que la métallurgie, la chimie lourde ou la production d’aluminium. Ces filières, historiquement concentrées dans les vallées industrielles et sur le littoral, ont été touchées par le phénomène général de délocalisation des activités à forte consommation énergétique vers des zones offrant un coût de l’électricité plus faible et des réglementations environnementales moins contraignantes. La fermeture progressive de sites métallurgiques dans le Nord et d’unités chimiques dans le couloir rhodanien illustre cette tendance. La fermeture annoncée du plus grand site mosellan de l’aciériste NovAsco n’en est que l’exemple le plus récent. Ces restructurations s’inscrivent dans un contexte de pression concurrentielle internationale, d’augmentation des coûts de production européens et de transformation des chaînes de valeur mondiales. Elles ont contribué à une contraction de la production manufacturière lourde au profit d’activités de transformation à plus faible intensité énergétique.

Cette évolution se traduit par une baisse durable de la consommation d’électricité de l’industrie française. Selon les données de l’opérateur RTE, la consommation électrique des grands clients industriels a reculé d’environ 13 % en 2023 par rapport à la moyenne de la période 2014-2019 [90], atteignant un niveau historiquement bas, malgré la stabilité globale du mix énergétique national. Les investissements dans des procédés plus performants, l’automatisation et la modernisation des équipements ont permis de réduire les consommations spécifiques par unité produite, donc d’améliorer globalement l’efficacité énergétique. Toutefois, la baisse observée s’explique davantage par le recul des capacités de production dans certains segments électro-intensifs.

Les pouvoirs publics cherchent à contrecarrer cette évolution et à reconstruire une base industrielle électro-intensive compétitive et décarbonée, afin de soutenir la souveraineté industrielle et la transition écologique. La Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et le plan France 2030 prévoient des mécanismes d’appui aux industries consommatrices d’électricité bas-carbone, notamment dans les secteurs de l’aluminium recyclé, de la chimie verte, de l’hydrogène par électrolyse et de la production de batteries. Plusieurs projets récents, comme les gigafactories de batteries dans les Hauts-de-France, les unités de production d’hydrogène vert dans la vallée de la Seine et dans le sud de la France ou les nouvelles aciéries électriques utilisant des fours à arc traduisent un renouveau industriel fondé sur l’électrification. Ces initiatives visent à inverser le processus de désindustrialisation et à faire de l’électricité bas-carbone française un levier de compétitivité plutôt qu’un facteur de fragilité.

b. Les perspectives de déploiement de l’intelligence artificielle et des centres de données qui lui sont nécessaires laissent prévoir une hausse significative de la consommation d’électricité du secteur numérique

Alors que la demande d’énergie des industries fortement consommatrices d’électricité devrait évoluer de façon limitée, les transformations actuelles du secteur numérique sont susceptibles d’engendrer une hausse significative des besoins électriques mondiaux.

La cause principale en serait l’essor de l’intelligence artificielle (IA), et en particulier de l’IA générative. Son usage, porté par les progrès techniques rapides du domaine, connaît depuis peu une croissance accélérée. Un rapport de l’Office consacré aux nouveaux développements de l’intelligence artificielle note ainsi que les innovations en matière de génération de contenus depuis 2017 engendrent chaque trimestre des avancées qualitatives et quantitatives des modèles d’IA [91]. Or, ces modèles nécessitent de grandes quantités de données pour leur entraînement et leur utilisation. Une des conditions du déploiement massif de l’IA est donc la construction de nouveaux centres de données, ou data centers, contenant les équipements physiques, dont les serveurs, nécessaires à l’utilisation des outils d’IA. Les centres de données ne sont pas un besoin spécifique à l’IA : ils sont déjà largement utilisés par les systèmes de stockage dématérialisé (le cloud) et les crypto-monnaies dont l’essor repose sur les technologies de blockchain. La généralisation de l’IA leur donne cependant une nouvelle ampleur.

Les centres de données consomment une grande quantité d’énergie, pour assurer à la fois l’alimentation électrique des serveurs et leur refroidissement. En l’absence d’innovations technologiques permettant d’améliorer radicalement l’efficacité énergétique de ces processus, la demande d’électricité émanant des centres de données évoluera en lien direct avec la capacité installée, donc leur nombre et leur taille.

Les centres de données ne représentent aujourd’hui que 2 % de la consommation électrique française. Ce taux est voué à augmenter fortement à court et moyen terme, même cette évolution reste difficile à estimer précisément à l’heure actuelle. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) projette un doublement de la consommation électrique mondiale des centres de données entre 2024 et 2030, qui atteindrait alors 945 TWh/an [92]. C’est de loin le secteur dont la consommation progresse le plus rapidement au cours de la période. En France, l’opérateur RTE indique que « la période actuelle est une période de demande très forte de raccordement au réseau de la part des data centers, avec presque 10 GW de demande de connexion au réseau d’ici 2030 ». La puissance indiquée reste assez spéculative, RTE estimant par ailleurs que toutes les demandes de raccordement ne se traduiront pas par une consommation effective, et que les puissances demandées sont généralement surestimées. Néanmoins, l’aboutissement d’une partie seulement de ces projets occasionnerait déjà une hausse très sensible de la demande d’électricité, ce qui ferait peser une charge importante sur le réseau.

Cette demande éventuelle doit donc être prise en compte dans les programmations énergétiques à court et moyen terme, en s’appuyant sur une meilleure estimation de la croissance réelle des besoins des centres de données. Une sous-estimation pourrait en effet exposer à des problèmes d’approvisionnement. L’exemple de l’Irlande est à ce titre particulièrement marquant. En conséquence de politiques publiques longtemps accueillantes pour les centres de données, ceux-ci consomment aujourd’hui plus de 20 % de l’électricité disponible [93].

L’abondance de l’électricité décarbonée en France est mise en avant comme un facteur de compétitivité pour les centres de données. La facilité de raccordement au réseau, davantage encore qu’un prix de l’électricité abordable, est un atout pour favoriser leur installation.

La croissance française et mondiale des besoins énergétiques des centres de données n’est pas sans poser des questions de soutenabilité. Le Shift Project estime les émissions mondiales de gaz à effet de serre induites par les centres de données à 920 Mt CO2e/an à l’horizon 2030, soit deux fois les émissions annuelles de la France. Elles feraient alors peser un risque sur les trajectoires mondiales de décarbonation. Ces émissions mondiales sont dues non seulement à l’utilisation d’électricité non décarbonée mais aussi à l’empreinte carbone tout au long de la chaîne de valeur. Le Shift Project estime que l’empreinte carbone des centres de données résulte pour un quart de leur construction et pour trois quarts de leur utilisation.

C. Il faudra déployer des technologies nouvelles pour réduire les émissions de gaz à effet de serre résultant de la production de chaleur industrielle et de l’utilisation de certaines molécules comme intrants

Les intrants des procédés industriels sont une cause majeure des émissions du secteur de l’industrie. Il a été vu précédemment que l’électricité est un vecteur d’énergie central pour de nombreux procédés de production. La façon dont cette électricité est générée en amont influe directement sur le bilan carbone du secteur industriel. En France, l’électricité est majoritairement décarbonée, ce qui permet d’envisager l’électrification de l’industrie comme une voie de décarbonation.

Les procédés industriels requièrent souvent un autre vecteur énergétique : la chaleur. La majeure partie de la chaleur industrielle est obtenue par des méthodes fortement émettrices de CO2. Là encore, l’électrification de la production de chaleur ouvre une voie possible de décarbonation, mais sa pertinence technico-économique dépend de la température à atteindre.

Enfin, de nombreux processus industriels font intervenir des intrants carbonés ou provenant de procédés émetteurs de CO2. La décarbonation passe alors aussi par leur remplacement par d’autres molécules.

1. Les voies de décarbonation de la chaleur industrielle

a. Quelles utilisations de la chaleur industrielle ?

La chaleur constitue l’un des vecteurs énergétiques centraux de l’industrie, indispensable à la transformation de la matière. Elle intervient dans la majorité des procédés industriels, soit pour provoquer des changements de phase, soit pour accélérer ou déclencher des réactions chimiques nécessitant une température élevée. Le passage de l’état solide à l’état liquide lors de la fonte des métaux est représentatif du premier type d’utilisation ; la production de ciment par chauffage de calcaire et d’argile est un exemple de réaction chimique endothermique, c’est-à-dire qui doit absorber de l’énergie sous forme de chaleur pour fournir les produits.

Les besoins thermiques varient considérablement selon les secteurs : quelques dizaines de degrés pour le séchage dans l’agroalimentaire ou le textile, plusieurs centaines pour les procédés chimiques ou papetiers, et jusqu’à plus de 1 000 °C pour la métallurgie, le verre ou les céramiques. Les températures modérées peuvent être atteintes par un apport indirect de chaleur, par exemple par la mise en contact avec un circuit de vapeur d’eau. Ce processus devient plus difficile aux températures plus élevées, les matériaux utilisés pour les machines étant soumis à des contraintes plus fortes et devant en particulier avoir un point de fusion supérieur à la température du procédé. L’apport de chaleur est alors fourni de manière directe. Dans les hauts-fourneaux, ceci est obtenu par la combustion du coke en contact avec le minerai. De même, des fours à arcs électriques peuvent être utilisés pour la fusion de certains métaux.

En France, la chaleur industrielle représente une part importante de la consommation énergétique industrielle totale [94]. Elle est principalement fournie aujourd’hui par le gaz naturel, le charbon résiduel et les produits pétroliers [95]. La décarbonation de la production de chaleur est donc un enjeu majeur pour la trajectoire bas-carbone de l’industrie.

b. L’exemple des fours verriers

L’industrie du verre illustre la complexité d’une telle transition. La fusion du sable siliceux et des autres composants minéraux nécessite des températures comprises entre 1 400 et 1 600 °C, traditionnellement obtenues par la combustion de gaz naturel. Les fours, conçus pour fonctionner en continu sur des cycles de dix à quinze ans, ne peuvent être arrêtés sans détériorer leur structure. Ce temps caractéristique est déterminant pour la mise en œuvre des technologies de décarbonation.

Les industriels du verre étudient la substitution du gaz naturel au moyen de l’électrification totale ou partielle des fours, avec par exemple des fours hybrides combinant résistance électrique et combustion. Le remplacement du gaz naturel résiduel par du biogaz, en particulier du biométhane, peut aussi constituer une alternative transitoire [96].

L’entreprise française Verallia a investi 60 millions d’euros dans son usine de Cognac en Charente pour la mise en œuvre d’un four entièrement électrique inauguré en 2024 [97]. Il est à ce stade plus simple de convertir un four produisant du verre creux, ou verre d’emballage, que du verre plat, matériau utilisé par exemple dans la fabrication de vitrages. Un déploiement de ces technologies à moyen terme reste cependant envisageable.

La réussite de ces transitions repose sur la capacité des industriels à assumer des investissements majeurs face à la compétition internationale, ces innovations se faisant au prix de surcoûts importants. Les procédés industriels sont des processus de long terme, avec des temps caractéristiques dépassant la dizaine d’années. Les transitions ne peuvent donc être que progressives, se calquant à la fois sur la validation pratique de l’innovation technologique et sur le rythme de remplacement de l’outil industriel.

c. Les Small Modular Reactors (SMR) présentent un potentiel intéressant mais incertain pour la décarbonation de la chaleur industrielle

L’électrification est une première voie de décarbonation de la chaleur industrielle. Pour certaines applications, sa mise en œuvre se heurte cependant à des obstacles techniques et il faut envisager la substitution du gaz naturel par d’autres vecteurs.

Le biogaz, produit par méthanisation de résidus organiques, constitue une alternative renouvelable au gaz naturel fossile. Injecté dans les réseaux ou utilisé sur site, il permet de substituer partiellement les combustibles fossiles tout en valorisant des déchets agricoles et industriels [98]. Son potentiel reste toutefois limité par la faible disponibilité des gisements organiques et par son coût encore supérieur à celui du gaz conventionnel. Il ne semble donc pas susceptible de faire l’objet d’un déploiement massif pour une production de chaleur industrielle renouvelable et doit être réservé aux usages pour lesquels il a une meilleure pertinence économique et écologique.

En revanche, les innovations dans le domaine de la production d’énergie par fission nucléaire portées par les petits réacteurs modulaires sont une piste nouvelle, à moyen terme, pour la décarbonation de la chaleur industrielle.

Alors que les réacteurs nucléaires du parc français ont pour objet la production d’électricité vers le réseau national de transport, des réacteurs de plus faible puissance sont en cours de développement pour répondre à des besoins locaux. Ces « petits réacteurs modulaires », ou SMR (Small Modular Reactors), vont à contre-courant de la tendance à l’augmentation des puissances qui a prévalu depuis le débuts de la construction du parc actuel, l’EPR de Flamanville ayant par exemple une puissance nominale de l’ordre de 1 600 MWe [99]. Au contraire, les petits réacteurs modulaires sont positionnés sur des puissances nettement inférieures, de 50 à 300 MWe. Leur modularité permet d’envisager une baisse des coûts de production grâce aux effets d’échelle espérés au moment de leur construction.

Le développement des SMR en France s’inscrit dans la stratégie de relance de la filière nucléaire initiée par le président de la République dans son discours prononcé à Belfort le 10 février 2022. Il est soutenu par l’État au moyen du plan d’investissement France 2030, qui inclut un appel à projets « Réacteurs nucléaires innovants ».

L’écosystème français des SMR, à la fois constitué de startups et d’acteurs institutionnels tels que EDF et le CEA, en est encore à l’étape du développement, le niveau de maturité industrielle des filières technologiques retenues par les différents porteurs de projet étant cependant très varié. La France n’est pas le seul pays à s’engager dans ce domaine. Les États-Unis en particulier sont très avancés et y consacrent des investissements importants. La croissance des centres de données, que leurs promoteurs disent parfois vouloir associer à des SMR, accompagne le développement d’une filière américaine.

L’Office a effectué un suivi régulier des innovations technologiques dans le domaine nucléaire. Un rapport de 2021 [100] puis une audition publique en 2023 [101] à laquelle participaient des startups promoteurs de SMR ont souligné l’intérêt que peuvent présenter ces réacteurs.

Au-delà des innovations technologiques liées à la réduction de la taille des réacteurs et à la modularité qui peut en découler, plusieurs projets de SMR participent à la recherche nucléaire sur la 4ème génération de réacteurs. Les industries nucléaires réunies au sein du Generation IV International Forum [102] ont sélectionné les technologies qui permettraient à cette nouvelle génération de respecter les critères de durabilité, de sûreté, de compétitivité économique et de résistance à la prolifération nucléaire. Plusieurs projets de SMR en France font intervenir ces technologies de 4ème génération, dont les neutrons rapides, qui revendiquent de permettre une meilleure valorisation des matières nucléaires et d’assurer une véritable fermeture du cycle. Cependant, de nombreux développements techniques devront encore être réalisés avant que ces promesses se concrétisent dans un outil industriel.

Un SMR, comme un réacteur nucléaire classique, fournit en premier lieu de la chaleur. Dans le parc électronucléaire actuel, cette chaleur est transformée en électricité acheminée sur le réseau de transport. Les promoteurs des SMR prévoient de les implanter à proximité des sites de consommation d’énergie afin d’échanger directement la chaleur produite. C’est par exemple le cas du projet de réacteurs à neutrons rapides et sels fondus de la startup NAAREA, qui vise à livrer indifféremment jusqu’à 76 MW de chaleur à 650 °C ou jusqu’à 35 MW d’électricité, en fonction des besoins du client.

Les températures susceptibles d’être délivrées en sortie de SMR sont suffisamment élevées pour la plupart des applications industrielles nécessitant de la chaleur indirecte. L’industrie est ainsi un client important dans le modèle d’affaires de nombreux projets de SMR, dont les caractéristiques sont adaptées à ce secteur. Ils permettent de fournir une énergie décentralisée, décarbonée, à des prix que les effets de série devraient modérer.

L’écosystème des SMR fait cependant face à des difficultés financières, notamment pour ces projets destinés à des usages industriels. La stagnation de la consommation électrique de l’industrie et la désindustrialisation freinent les investissements, et les développements techniques nécessaires créent un risque financier. Les startups dépendent donc aussi du soutien public pour continuer leurs activités. Dans un contexte budgétaire contraint, les phases suivantes de l’appel à projet « Petits réacteurs innovants » pourraient conduire à une concentration du secteur [103].

2. La nécessaire substitution des molécules carbonées en vue d’atteindre les objectifs de décarbonation de l’industrie

Les molécules carbonées sont au cœur de nombreux procédés industriels : elles sont matières premières, réactifs ou produits finis. Dans la chimie, les matériaux ou la production de carburants, le carbone est souvent indispensable à la structure même des produits. Les émissions associées ne proviennent pas seulement de la combustion énergétique, mais également des réactions chimiques libérant du CO2, telles que la décarbonatation du calcaire, la synthèse de l’ammoniac ou le craquage du naphta.

Ainsi, la décarbonation de ces industries ne peut se limiter à la substitution du vecteur énergétique : elle implique une recomposition chimique des procédés, visant à conserver les fonctions du carbone sans recourir à des sources fossiles.

La synthèse de l’ammoniac permet de prendre la mesure de ces défis. L’ammoniac est une molécule essentielle difficilement substituable, à la base de la production d’engrais et de nombreux produits chimiques. Sa synthèse utilise comme réactifs l’hydrogène et l’azote et elle repose historiquement sur le procédé Haber-Bosch, très émetteur de CO2.

Le reformage du gaz naturel est la première étape du procédé Haber-Bosch. Il consiste à faire réagir du méthane et de la vapeur d’eau pour obtenir le dihydrogène nécessaire à l’étape suivante. Cette réaction chimique génère du monoxyde de carbone, converti en dioxyde de carbone en fin de processus. L’émission de CO2 est donc intrinsèque à la méthode utilisée pour fournir le dihydrogène, et y remédier nécessite un changement complet de technologie.

Pour se passer du reformage du gaz naturel, il faut recourir à une méthode de production d’hydrogène bas-carbone, comme l’électrolyse de l’eau ou la pyrolyse du méthane, combinée à l’utilisation d’électricité décarbonée. L’ammoniac bas-carbone pourrait alors devenir lui-même un vecteur énergétique, notamment pour le transport maritime.

3. Les processus combinant chaleur et molécules carbonées sont les plus difficiles à décarboner

Certains procédés industriels utilisent des molécules carbonées à la fois comme source de chaleur pour permettre une réaction endothermique et comme réactif de cette même réaction. L’emploi concomitant de ces intrants carbonés illustre leur efficacité industrielle. Leur substitution nécessite alors un changement complet du procédé, rendant plus complexe la démarche de décarbonation.

a. La sidérurgie et la réduction du minerai de fer

La sidérurgie est emblématique de ces processus combinant chaleur et molécules carbonées. La réduction du minerai de fer en acier requiert à la fois des températures de l’ordre de 1 500 °C et un agent réducteur dont le rôle est de transformer l’oxyde de fer du minerai en fer pur [104]. Le procédé le plus courant utilise le coke, un dérivé du charbon, pour fournir à la fois la chaleur et le réducteur chimique. La combustion du coke permettant cette étape est fortement émettrice de dioxyde de carbone. Ce procédé compte pour 70 % de la production de fonte mondiale [105].

Ce processus conduit la sidérurgie à émettre environ 2,6 milliards de tonnes de CO2 par an, soit 7 % des émissions globales de gaz à effet de serre. Cela en fait le secteur industriel le plus émetteur, et le deuxième plus consommateur d’énergie [106].

La transition vers des procédés bas-carbone passe notamment par l’électrification partielle de la production, via les fours à arc électrique traitant de la ferraille recyclée, ce qui fournit déjà 28 % de la production mondiale d’acier [107]. Ce n’est cependant pas suffisant pour répondre à la totalité de la demande d’acier, d’autant que celle-ci est en augmentation [108]. Les ferrailles de recyclage ne couvriront pas 50 % des besoins en 2050. Il est possible d’utiliser du minerai de fer dans la filière électrique, mais l’étape de réduction chimique reste nécessaire.

Afin d’éviter le recours à un réducteur carboné, les aciéristes ont développé un réacteur de réduction directe (DRI, pour Direct Reduced Iron), technologie qui assure actuellement 10 % de la production [109]. Elle utilise l’hydrogène vert comme agent réducteur et permet de produire du « fer éponge » avant fusion.

Plusieurs projets pilotes, en France (ArcelorMittal à Dunkerque, GravitHy à Fos-sur-Mer) et en Europe du Nord explorent cette voie, qui pourrait réduire la majeure partie des émissions du secteur. Elle requiert cependant une électricité décarbonée et de l’hydrogène vert.

b. La plasturgie et le craquage des hydrocarbures

La production de plastiques et de polymères requiert également la conjonction de la chimie du carbone et de la chaleur industrielle. La première étape du processus de plasturgie repose en effet sur le craquage d’hydrocarbures tels que le naphta, un produit pétrolier, ou le gaz naturel, sous haute température à 800 °C [110]. Cette réaction forme l’éthylène et les monomères à la base des polymères plastiques. Elle participe doublement aux émissions de CO2, du fait de la génération de chaleur, souvent au moyen d’énergies fossiles, et de son inclusion dans la filière pétrolière. La fabrication du plastique représente 4 % de la consommation européenne de pétrole.

Le recyclage chimique est un levier majeur de décarbonation de la plasturgie, en permettant de réduire l’entrée de nouveaux hydrocarbures dans la chaîne de production. L’industrie des plastiques atteint des taux de recyclage assez importants par rapport à d’autres filières [111]. Le recours à des matières premières biosourcées comme les bioplastiques est aussi une voie de recherche prometteuse.

La substitution complète des intrants carbonés dans la chaîne de production des plastiques permettrait à terme la décarbonation complète de la plasturgie. En particulier, remplacer le naphta par du méthanol permettrait une réduction importante de la température de craquage [112]. L’électrification de la production de la chaleur nécessaire en serait facilitée, tandis que la source de méthanol pourrait être décarbonée. Cette perspective nécessite encore des travaux de recherche, même si un premier projet d’usine utilisant ce concept est censé voir le jour au port d’Anvers [113].

c. Pour ces procédés, la décarbonation du mix passera par le découplage entre la production de chaleur et la chimie du carbone

La généralisation de l’électricité bas-carbone et de l’hydrogène vert, appuyée par la mise au point de nouveaux catalyseurs performants, permettrait de découpler la production de chaleur de la chimie du carbone, en dissociant les fonctions énergétiques des fonctions moléculaires dans la conception des procédés industriels. L’électrification s’accompagnerait alors d’une amélioration importante de l’efficacité énergétique de l’industrie, d’une modularisation des procédés, d’une réduction des pertes thermiques et d’une meilleure intégration entre filières. À terme, cette dissociation essentielle du couple « chaleur-molécule » pourrait transformer en profondeur l’industrie lourde.

4. La disponibilité de l’hydrogène vert est une nécessité pour décarboner l’industrie

L’hydrogène occupe une place centrale dans les chemins de décarbonation industrielle. Utilisé comme réducteur, vecteur énergétique et matière première, il peut remplacer partiellement le carbone fossile dans plusieurs procédés.

La production d’hydrogène en France repose encore majoritairement sur le vaporeformage du gaz naturel. L’hydrogène est donc à 99 % de l’hydrogène « gris », produit à partir de ressources fossiles, par opposition à l’hydrogène « vert ». La consommation annuelle de 900 000 tonnes d’hydrogène par l’industrie française est ainsi responsable de 7,5 % des émissions du secteur industriel.

La production d’hydrogène bas-carbone par électrolyse représente une voie de décarbonation prometteuse, sous réserve de disposer d’une électricité abondante et compétitive. À ce stade, l’hydrogène vert dégrade la rentabilité, son coût étant environ quatre fois supérieur à celui de l’hydrogène gris.

Avec l’hydrogène vert, les fournisseurs d’hydrogène pourraient trouver dans l’industrie de nouveaux débouchés, voire des perspectives de développement, sous réserve que les coûts diminuent et que la démarche de décarbonation bénéficie d’un soutien appuyé. L’Académie des Sciences estime qu’à long terme, les besoins annuels en hydrogène décarboné pourraient atteindre 0,4 Mt pour les composés chimiques, 0,75 Mt pour la sidérurgie et 0,85 Mt pour la production de ciment. Ce chiffrage est fortement dépendant de la production industrielle nationale future [114].

L’hydrogène vert fait l’objet d’un soutien gouvernemental important, notamment au travers du plan France 2030. 9 milliards d’euros sont prévus d’ici 2030 pour décarboner la production d’hydrogène, par l’installation d’électrolyseurs et la poursuite de la recherche afin de réduire les coûts de production.

Plusieurs acteurs industriels investissent dans le développement de ces technologies. À Anvers, Air Liquide a par exemple mis en service une unité de démonstration de craquage d’ammoniac, dont le but est de valider l’usage industriel de l’ammoniac comme vecteur de transport du dihydrogène [115].

Les électrolyseurs sont souvent donnés comme un moyen de pallier la volatilité du marché de l’électricité. En fonctionnant préférentiellement pendant les heures où les prix de l’électricité sont faibles, ils seraient rentables tout en participant au stockage de l’énergie dans le vecteur hydrogène. Toutefois, la technologie des électrolyseurs n’offre pas à ce stade une flexibilité suffisante pour s’adapter à l’intermittence des énergies renouvelables. Le retour d’expérience sur ce type de fonctionnement reste limité et l’on ne peut pas écarter le risque que soit significativement réduite la durée de vie des membranes utilisées dans les électrolyseurs. La startup Lhyfe, premier fournisseur d’hydrogène vert en Europe, mène des projets d’électrolyseurs flexibles capables d’accepter de faibles taux de charge. Malgré cela, les représentants de Lhyfe ont signalé aux rapporteurs à l’occasion de leur audition, le 6 octobre 2025, qu’« il n’y a pas de garantie sur la capacité à fonctionner dans le temps en cas de fort taux de modulation ».

D. Les technologies de capture et stockage du carbone pourraient conduire une industrie future presque totalement décarbonée à éliminer ses émissions résiduelles et atteindre le « net zéro »

1. La « capture et stockage du carbone », un instrument de décarbonation des émissions incompressibles industrielles soutenu par les stratégies françaises et européennes

Malgré les progrès en matière d’efficacité énergétique, d’électrification et de substitution des intrants émetteurs de dioxyde de carbone, une part des émissions industrielles de gaz à effet de serre demeure difficilement évitable à court et moyen terme. Ces « émissions incompressibles » se concentrent dans quelques secteurs pour lesquels les voies de leur réduction restent incertaines. Elles résultent principalement de processus physico-chimiques intrinsèques à certaines productions, notamment la réduction du minerai de fer en sidérurgie, la décarbonatation du calcaire dans la fabrication du ciment et les réactions chimiques de base dans la chimie minérale (fabrication d’acide nitrique, d’ammoniac ou d’hydrogène gris).

La Stratégie nationale bas-carbone fixe à l’industrie française un objectif ambitieux : la réduction de 81 % des émissions de CO2 à l’horizon 2050 par rapport à 2015. Les 19 % restants sont considérés comme des émissions incompressibles [116].

La « capture et stockage du carbone » (CCS, Carbon Capture and Storage) apparaît dès lors comme une démarche stratégique pour traiter ces émissions. Son déploiement est considéré comme un levier de la transition écologique par le GIEC [117] et l’AIE [118].

Au niveau européen, la Commission a fait du développement du CCS et du CCUS (Capture, Utilisation et Stockage du Carbone) un pilier de la neutralité climatique à horizon 2050, inscrivant cette démarche dans le règlement pour une industrie « zéro net » (Net-Zero Industry Act, NZIA). Ce règlement fixe notamment un objectif de 50 millions de tonnes de CO2 captées et stockées annuellement d’ici 2030, en accompagnant la création d’infrastructures transfrontalières de transport et de stockage [119]. L’Union européenne soutient plusieurs projets pilotes par l’intermédiaire du programme Horizon Europe.

En France, la Stratégie nationale bas-carbone et la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) considèrent le CCS comme indispensable à la décarbonation des secteurs à émissions incompressibles. L’État accompagne les territoires industriels dans le déploiement du CCUS via l’appel à projets France 2030 « Zone Industrielle Bas Carbone »[120]. À court terme, les hubs industrialo-portuaires du Havre, Dunkerque, Saint-Nazaire et de l’axe Rhône devraient capter entre 4 et 8 millions de tonnes de CO2 par an d’ici 2030. Le cadre réglementaire est également en cours d’adaptation afin d’assurer la traçabilité, la sécurité et la comptabilité carbone des flux captés.

2. Le CCS est organisé autour d’une chaîne de technologies innovantes pour le captage du carbone, son transport puis son stockage

a. Les technologies de captage du CO2 industriel

Le captage du CO2 industriel s’effectue actuellement sur les fumées en « post-combustion »[121]. Ce procédé consiste à extraire le CO2 des gaz évacués par les cheminées d’usine en aval de la combustion qui les a produits. On utilise pour cela des solvants ayant une forte affinité pour le dioxyde de carbone. Cette étape est suivie de la séparation du CO2 du solvant en vue de ses éventuels transport et stockage. Du fait des contraintes chimiques, la méthode de captage du CO2 par post-combustion est fortement consommatrice d’énergie et très coûteuse [122].

D’autres techniques sont à l’étude. Le captage en « oxy-combustion » vise à améliorer l’efficacité de la méthode précédente en effectuant la combustion avec de l’oxygène pur. L’augmentation de la concentration des fumées en CO2 qui en résulte permettrait un meilleur rendement. Par rapport à la post-combustion, elle nécessite cependant une modification plus poussée de la chaîne de production, puisqu’elle doit être intégrée dans la chambre de combustion. Elle est de ce fait moins développée. Inversement, le captage en « pré-combustion » vise à remplacer les gaz carbonés avant même leur combustion ; il fait face à de plus grandes contraintes techniques liées à son intégration en amont du procédé de production.

Une trentaine de dispositifs de captage étaient en exploitation dans le monde en 2022 dans l’industrie et la production d’énergie, permettant de capter 35 à 40 millions tonnes de CO2 par an. Ceci est à comparer aux 3 160 millions de tonnes de CO2 émises par l’industrie mondiale [123].

En France, l’IFPEN et Axens développent et commercialisent respectivement un pilote de démonstration du procédé DMX de captage du dioxyde de carbone, avec le soutien de Horizon Europe. Il est opérationnel depuis 2023 sur le site des hauts fourneaux d’ArcelorMittal à Dunkerque [124]. Il s’inscrit dans la démarche d’amélioration de l’efficacité énergétique de ces procédés nécessaire à leur plus grand déploiement.

D’autres expérimentations se passent de solvants, évitant ainsi l’étape de séparation du CO2, qui est la plus consommatrice d’énergie. La startup lyonnaise Revcoo teste un pilote industriel sur un site de production de chaux d’Eiffage [125]. Sa capacité n’est encore que de 1 000 tonnes de CO2 par an, mais il a vocation à capturer l’ensemble des émissions du site à l’horizon 2030.

b. Filière transport, filière stockage

Le transport et le stockage du CO₂ sont des chaînons essentiels de la filière CCS. Le CO2 capté en aval des usines doit être acheminé vers un lieu de stockage pérenne qui garantisse sa séquestration durable.

Le transport s’effectue sous forme liquide ou gazeuse, par pipeline ou navire, selon les volumes et la distance. Le développement d’un réseau européen de transport de CO2 est en cours de planification, notamment pour relier les grands bassins industriels continentaux aux zones de stockage situées sous la mer du Nord. Le droit international oppose certains obstacles au transport transfrontalier de CO2, que des modifications récentes ont cependant atténués. La ratification par la France en 2025 d’un amendement à la Convention de Londres [126] lève certaines de ces contraintes et autorise l’exportation du CO2 produit en France à des fins de séquestration géologique sous-marine. Elle ouvre la voie à son stockage sous la mer du Nord, notamment en lien avec le projet norvégien Northern Lights.

Le stockage s’opère dans des gisements géologiques profonds : aquifères salins, anciens réservoirs d’hydrocarbures ou couches de charbon inexploitables. Ces structures sont choisies pour leur étanchéité et leur stabilité géologique. La Norvège et les Pays-Bas sont pionniers dans ce domaine, avec leurs projets respectifs Northern Lights et Porthos. L’étude EVASTOCO2 menée pour l’ADEME par le Bureau de Recherches Géologiques et Minières (BRGM) estime à 4,8 Gt [127] le potentiel de stockage géologique de CO2 en France. Le plus grand potentiel de stockage dans les aquifères salins se situe dans le Bassin parisien et le Bassin lorrain. Les capacités en mer, dans le golfe du Lion et sur la façade Atlantique, sont « significatives mais plus théoriques à ce stade ». Cette estimation permet d’envisager de stocker l’équivalent de plusieurs années d’émissions incompressibles industrielles.

c. Le potentiel de réutilisation du carbone capté

Parallèlement au stockage, la réutilisation du CO2 capté ouvre des perspectives pour l’économie circulaire du carbone. Le CO2 peut servir de matière première pour produire des carburants synthétiques (méthanol, e-kérosène), des matériaux polymériques ou des carbonates pour l’industrie chimique et la construction. Ces filières demeurent actuellement limitées en volume mais leur potentiel mondial est jugé significatif à long terme. L’ADEME estime que ces usages sont susceptibles de concerner à terme 1 à 2 Gt par an au niveau mondial, soit une multiplication par dix [128].

La valorisation du CO2 est donc à la fois un moyen pour l’industrie de rentabiliser ses installations de capture et une solution de décarbonation pour des secteurs utilisant des intrants carbonés. Ces usages resteront néanmoins limités au vu du fort coût énergétique et financier du processus. Par ailleurs, et contrairement au stockage, la valorisation du CO2 peut conduire à son rejet dans l’atmosphère. Suivant sa source de production, il pourrait dans ce cas peser dans le bilan carbone national.

3. Le CCS a un impact défavorable sur la consommation énergétique de l’industrie

Le recours aux technologies de capture et stockage du carbone induit des surcoûts énergétiques et financiers significatifs.

Le CCS ne prend donc son sens dans une démarche de décarbonation de l’industrie qu’en étant conduit parallèlement à la réduction des émissions des procédés où les molécules carbonées sont substituables et à une électrification d’ampleur. De même, l’énergie utilisée dans la chaîne du CCS doit être décarbonée. Le coût élevé du CCS impose que son utilisation reste confinée aux seules émissions incompressibles.

Le déploiement à grande échelle du CCS dans l’industrie dépendra de la convergence entre le prix des quotas sur les marchés carbone et le coût de capture du CO2, dont l’efficacité énergétique est susceptible d’augmenter au fur et à mesure de sa généralisation. Le surcoût énergétique induit devra être pris en compte dans les planifications de la demande énergétique de l’industrie.

4. Au-delà du CCS, certaines innovations technologiques visent à obtenir des « émissions négatives »

Les méthodes de captage et stockage du CO2 en développement dans l’industrie suscitent l’étude de procédés similaires en vue d’engendrer des « émissions négatives », c’est-à-dire d’éliminer le CO2 d’ores et déjà présent dans l’atmosphère. L’élimination du dioxyde de carbone, ou EDC, a fait l’objet d’une note scientifique de l’Office [129] consacrée aux techniques de géoingénierie. Celle-ci souligne que si ce levier de décarbonation présente des potentialités intéressantes, il ne doit rester qu’une solution de dernier recours du fait de son coût et de sa forte consommation énergétique.

Deux techniques d’EDC utilisant les innovations développées dans le cadre du CCS industriel sont données comme susceptibles de participer à la réduction de la quantité de CO2 atmosphérique : la bioénergie avec capture et séquestration du carbone (BECSC) et la capture directe dans l’air et séquestration (CDAS).

a. Technologies de BECSC

Les technologies de BECSC consistent à combiner la production d’énergie à partir de biomasse avec la capture et le stockage du CO₂ émis lors de la combustion ou de la fermentation. Ce processus retire du carbone de l’atmosphère, la biomasse ayant préalablement absorbé le CO₂ par photosynthèse.

En France, ces technologies présentent un potentiel modeste mais pourraient s’implanter dans les secteurs de la production d’électricité à partir de biomasse, la valorisation des déchets organiques ou les distilleries et unités de bioéthanol. Des projets pilotes sont en cours de conception, portés par des acteurs énergétiques et agro-industriels, avec l’objectif de produire des crédits carbone négatifs tout en alimentant le réseau énergétique.

Leur déploiement nécessite toutefois un cadre comptable clair et une cohérence avec les objectifs de durabilité des biomasses fixés par la politique européenne. Leur éventuelle généralisation pose aussi des questions de soutenabilité liées à l’usage des terres.

b. Technologies de CDAS

Les technologies de capture directe dans l’air et séquestration permettent d’extraire directement le CO₂ de l’air ambiant grâce à des filtres chimiques ou des dispositifs d’adsorption. Bien qu’elles offrent un potentiel considérable pour réaliser des émissions nettes négatives, elles sont aujourd’hui coûteuses et fortement consommatrices d’énergie. Les premières installations commerciales (Islande, États-Unis) affichent un coût supérieur à 500 €/tCO2 captée, mais les avancées techniques espérées et des effets d’échelle pourraient réduire peu à peu ces coûts.

En Europe, des programmes de recherche soutenus par Horizon Europe et l’Innovation Fund explorent les conditions d’intégration de ces technologies à proximité de sites de stockage géologique existants. En France, les projets sont à un stade exploratoire, mais un écosystème de startups innovantes se construit, notamment autour de l’Association française pour les émissions négatives (AFEN).

5. Conclusions et perspectives énergétiques

Le captage, l’utilisation et le stockage du carbone sont un complément possible aux autres leviers de décarbonation industrielle. Leur pertinence réside moins dans une capacité à remplacer l’ensemble des mesures d’efficacité énergétique, très hypothétique, que dans un rôle de traitement ciblé des émissions résiduelles et, à long terme, dans la création d’émissions négatives.

Pour l’industrie française, l’enjeu principal consiste désormais à structurer une filière nationale du CO2, à la connecter aux infrastructures européennes et à sécuriser les conditions économiques nécessaires à son déploiement, telles que la tarification du carbone et la validation de garanties de stockage.

Prise globalement, la filière de capture du carbone pourrait apporter une contribution aux politiques et démarches visant à l’électrification et à la décarbonation du mix énergétique français. L’abondance de l’électricité décarbonée française est un atout majeur alors que les projections de croissance de cette industrie s’accompagnent d’une augmentation de la demande d’électricité associée.

IV. Comparaisons internationales et inscription du système français dans les dynamiques européennes

A. Les trajectoires technologiques contrastées des mix énergétiques européens

L’Union européenne inscrit son action dans une dynamique d’accélération de la transition énergétique. Le « Pacte vert pour l’Europe »[130] fixe l’objectif de réduire d’au moins 55 %les émissions nettes européennes de gaz à effet de serre d’ici à 2030 par rapport aux niveaux de 1990 et d’atteindre la neutralité climatique à l’horizon 2050 [131]. Ces orientations structurantes imposent aux États membres d’orienter leurs choix énergétiques en faveur des énergies durables afin d’assurer la cohérence de leurs trajectoires nationales avec les engagements européens.

Au niveau national, les États membres déclinent les orientations européennes en élaborant leurs propres stratégies de neutralité carbone.

En 2020, le ministère espagnol de la Transition écologique a publié un ensemble de scénarios visant à aligner la trajectoire nationale sur le « Pacte Vert pour l’Europe ». Cette feuille de route repose essentiellement sur une production d’électricité intégralement renouvelable, combinant solaire, éolien et hydraulique [132], ainsi que sur une montée en puissance de l’efficacité énergétique dans les secteurs résidentiel et industriel. L’ambition affichée est donc d’atteindre une électricité entièrement décarbonée à l’horizon 2050.

En Allemagne, le gouvernement fédéral a renforcé en 2021 le cadre législatif avec la loi sur la protection du climat « Klimaschutzgesetz »[133]. S’inscrivant dans la stratégie de transition énergétique « Energiewende », ce texte fixe un objectif de 80 % d’énergies renouvelables dans la production électrique d’ici 2030. Un conseil d’experts indépendants est chargé d’évaluer, tous les deux ans, l’efficacité des mesures prises et l’évolution des tendances.

En France, la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) définit la trajectoire vers la neutralité carbone en 2050 [134]. La deuxième édition de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) précise les orientations relatives au développement des énergies durables dans le cadre de la transition énergétique nationale [135]. Elle prévoit notamment de porter la part des énergies renouvelables, comme l’éolien et le solaire, à 50 % du mix électrique à l’horizon 2035.

Pour la majorité des pays européens, la transition écologique s’appuie sur une planification énergétique ambitieuse, dans laquelle les énergies renouvelables constituent une composante clé. Leur déploiement est indispensable pour atteindre les objectifs fixés par le paquet législatif « Fit for 55 »[136]. Les États européens engagent ainsi des investissements importants dans les infrastructures de production renouvelable, comme l’éolien terrestre, l’éolien en mer, le photovoltaïque et le solaire thermique [137]. D’autres technologies, telles que les énergies houlomotrice et marémotrice, demeurent encore marginales en raison d’une maturité technologique limitée.

Figure 23. Capacité installée d’énergies solaire et éolienne en Europe 2010 - 2024.
Source : Eurobserv’er, Baromètre photovoltaïque 2025 et Baromètre éolien 2025 (avril 2025)

En fait, depuis plus de vingt ans, la plupart des gouvernements européens ont intégré les énergies renouvelables à leur stratégie énergétique. Le déploiement des installations solaires et éoliennes s’est intensifié. La figure 23 illustre cette dynamique Sur les quinze dernières années, la capacité éolienne installée en Europe a augmenté de 194 % et la capacité solaire installée a enregistré une croissance de plus de 900 %.

En conséquence, la contribution des énergies renouvelables à la production finale d’électricité en Europe au premier semestre 2025 dépasse désormais celle des énergies non renouvelables.

Figure 24. Production finale d’électricité en Europe au 1er semestre 2025.

Les données disponibles montrent que, durant le premier semestre 2025, 54 % de l’électricité produite en Europe provenait de sources renouvelables. Parmi cette production, 66,3 % relevait de filières dites intermittentes, ce qui représente 35,8 % de l’électricité générée sur la période.

Part des énergies renouvelables intermittentes
dans la production nationale d’électricité en 2024

Danemark	68,9 %
Lituanie	59,9 %
Pays bas	44,5 %
Portugal	42,1 %
Allemagne	41,8 %
Espagne	40,3 %

Source : statistiques de l’AIE, « Countries and Regions » 2024 (https://www.iea.org/countries)

Les projections confirment une dynamique ascendante. Au premier trimestre de 2025, la part des énergies renouvelables dans la production électrique de l’Union européenne atteignait 54 %, contre 52,7 % au premier trimestre 2024. Plusieurs États membres se distinguent par une intégration particulièrement avancée des énergies renouvelables intermittentes. Le Danemark, l’Allemagne, les Pays-Bas, le Portugal, la Lituanie et l’Espagne [138] produisent chacun plus de 40 % de leur électricité à partir de telles sources.

1. Les pays à forte pénétration des énergies renouvelables intermittentes

a. Le cas de l’Allemagne

Le cas de l’Allemagne illustre les stratégies adoptées par les pays ayant intégré une forte part d’énergies renouvelables dans leur mix électrique. En 2024, la production électrique allemande reposait notamment sur 27,2 % d’éolien et 14,6 % de solaire photovoltaïque.

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Figure 25. Production d’électricité allemande en 2024
Source : IEA, « Energy system of Germany », 2024, (https://www.iea.org/countries/germany).

La structure énergétique allemande s’inscrit dans la stratégie de transition engagée au début des années 2000, qui a pris le nom d’« Energiewende »[139]. Cette politique vise simultanément la sortie du nucléaire, la réduction des émissions de CO₂ et le développement massif des énergies renouvelables, en particulier l’éolien et le solaire. Si ces orientations ont permis une montée en puissance rapide des capacités de production renouvelables, elles ont également généré d’importants défis concernant la stabilité du réseau et le coût de l’électricité.

Vers la fin du XXe siècle, la prise de conscience environnementale s’est renforcée en Allemagne, nourrissant une adhésion croissante de la population au développement des énergies renouvelables. Des initiatives citoyennes se sont mobilisées contre la construction de nouvelles centrales nucléaires et ont plaidé pour l’arrêt du nucléaire. Ce mouvement s’est amplifié dans les années 2000 et a trouvé un écho déterminant avec l’accident de Fukushima, en 2011, qui a conforté la décision d’abandonner l’énergie nucléaire et accéléré la mise en œuvre de l’« Energiewende »[140].

En 2013, la coalition majoritaire recueille 41 % des suffrages lors des élections fédérales. Son programme repose sur la mise en œuvre de l’« Energiewende », dans la continuité des orientations prises depuis le début des années 2000 [141]. À cette époque, une large majorité de citoyens considère encore que cette stratégie est une évidence et lui apporte son soutien. Néanmoins, la conduite de la transition et la gestion de ses conséquences – intermittence des sources, développement des infrastructures, modernisation du réseau, etc. – impliquent des investissements considérables. Des interrogations apparaissent alors quant à la soutenabilité de l’« Energiewende », entraînant une baisse progressive du niveau d’acceptation et une polarisation croissante du débat public [142].

Lors des élections fédérales de 2017, 65 % de la population estime supporter une part excessive des coûts liés à la transition énergétique. La hausse du prix de l’électricité nourrit une méfiance accrue à l’égard de l’« Energiewende ». Celle-ci devient un enjeu central de la campagne et un sujet clivant de la campagne. Le SPD (parti social-démocrate) défend une accélération du développement des énergies renouvelables et une réduction rapide de la dépendance aux combustibles fossiles. La CDU (Union chrétienne démocrate) soutient la transition mais de manière plus prudente, insistant sur la stabilité du réseau et la compétitivité des entreprises. Le résultat des élections est interprété comme reflétant la préférence des électeurs pour un développement plus maîtrisé des énergies renouvelables. L’invasion de l’Ukraine en 2022 marque un tournant majeur dans la perception de la stratégie énergétique du pays. La forte dépendance de l’Allemagne au gaz russe provoque une envolée des prix de l’électricité et replace la sécurité d’approvisionnement au rang des priorités stratégiques. Si le soutien à la transition reste relativement élevé, les attentes des citoyens se recentrent sur l’exigence d’une transition à la fois juste, efficace et rapide [143].

Les énergies renouvelables sont aujourd’hui majoritaires dans le mix électrique en Allemagne. Cependant, le pays continue de recourir au charbon et au gaz lorsque les conditions météorologiques défavorables limitent la production renouvelable. Ce recours présente un intérêt technique évident pour pallier l’intermittence et garantir la sécurité d’approvisionnement, mais il demeure difficilement compatible avec l’objectif de neutralité carbone à l’horizon 2050. Lors des épisodes hivernaux de Dunkelflaute (faible ensoleillement et vents insuffisants), la production renouvelable chute fortement, contraignant l’Allemagne à augmenter le recours aux énergies fossiles. Ainsi, en décembre 2024, 18 % seulement de la production électrique provenait d’énergies renouvelables [144].

L’Allemagne a connu par ailleurs des situations fréquentes de surproduction, reflétant une capacité structurelle à couvrir ses besoins, y compris lors des pointes de consommation [145]. Cette surproduction se traduit par des périodes prolongées de prix négatifs de l’électricité. En 2024, plus de 450 heures consécutives ont été enregistrées, générant des coûts d’effacement importants, estimés entre 1,5 et 4 milliards d’euros, très supérieurs à ceux observés en France, qui s’élèvent à 100 millions d’euros en moyenne [146].

Malgré une production globalement robuste, le système allemand est confronté à des contraintes techniques structurantes. La localisation des capacités de production électrique au nord du pays et la concentration des grands bassins industriels au sud créent une asymétrie qui accentue les risques de congestion. De lourds investissements sont nécessaires pour assurer l’acheminement de l’électricité : une ligne à très haute tension de 300 kilomètres doit entrer en service en 2027. Plus largement, l’Allemagne prévoit d’investir 320 milliards d’euros pour la modernisation de son réseau d’ici 2040 [147]. Le déploiement de telles infrastructures suscite toutefois de fortes résistances locales, conduisant à privilégier l’enfouissement des lignes, dont le coût est trois à quatre fois supérieur à celui des lignes aériennes.

b. Le cas de l’Espagne

En Espagne, la production nationale d’électricité repose principalement sur cinq filières : l’éolien, le solaire, le nucléaire, le gaz et l’hydraulique. Ensemble, ces sources de production assurent l’essentiel de l’approvisionnement électrique du pays, dont 54,5 % proviennent d’énergies renouvelables. Elles permettent de satisfaire une demande annuelle d’environ 250 térawattheures, globalement stable depuis la période post Covid.

Dans les années 1960, l’Espagne engage un processus d’industrialisation rapide. Pour répondre à ses besoins croissants en énergie, le pays recourt massivement au pétrole importé, principalement en provenance du Moyen-Orient. Lors des deux chocs pétroliers de 1973 et 1979, près de 70 %[148] de l’approvisionnement énergétique national dépend de l’extérieur.

Figure 26. Mix électrique espagnol en 2024
Source : IEA, « Energy system of Spain », 2024 (https://www.iea.org/countries/spain/electricity)

Cette vulnérabilité expose l’économie espagnole à une hausse brutale des coûts de l’énergie, plongeant le pays dans une crise sévère. L’impact économique est considérable et révèle la nécessité de repenser en profondeur la stratégie énergétique nationale. Dans cette perspective, les pouvoirs publics engagent une réflexion visant à renforcer la souveraineté énergétique du pays, notamment par la diversification des moyens de production.

L’Espagne choisit alors de se tourner vers le nucléaire et l’importation de gaz. Un programme nucléaire est lancé et plusieurs centrales sont construites [149]. Les centrales de Cofrentes et Asco voient le jour respectivement en 1984 et 1986 afin de suivre les nouvelles directives de diversification du mix énergétique. L’État choisit aussi de recourir au gaz pour disposer d’une autre ressource [150].

Dans les années 1990, les énergies renouvelables, restées jusqu’alors marginales, connaissent un fort développement. Dans le sillage de plusieurs autres pays européens, des réformes libéralisent le secteur énergétique espagnol. Des portes s’ouvrent pour les entreprises privées et une nouvelle activité de production et de gestion d’énergies éolienne et photovoltaïque se développe dans le pays. L’Espagne connaît alors un fort développement des énergies renouvelables grâce à cette dynamique initiée par de nouvelles planifications énergétiques (PEN)[151]. Après les années 2000, les énergies renouvelables, solaire comme éolienne, sont pleinement intégrées à la production électrique. Soutenu notamment par des tarifs d’achat avantageux, le secteur connait une forte croissance.

Cette dynamique est stoppée après la crise des subprimes de 2008, qui fragilise l’économie espagnole. Le financement du secteur énergétique ralentit fortement, freinant l’essor des énergies renouvelables [152]. Le pays connaît d’importantes difficultés financières et se repose sur le modèle élaboré avant la crise [153]. La tension économique pousse l’Espagne à adopter un moratoire sur les aides aux énergies renouvelables. En 2012, un décret suspend toutes les subventions et aides publiques aux nouvelles infrastructures renouvelables [154]. Entre 2012 et 2018, la politique énergétique ralentit le développement des énergies renouvelables – notamment du solaire photovoltaïque – et renforce l’utilisation du gaz dans la production d’électricité.

À partir de 2018, la transition énergétique trouve un souffle nouveau. Des dispositifs de subventions incitent au développement des énergies renouvelables. Cette impulsion est amplifiée dès 2019 par le Plan National Intégré Énergie Bas-Carbonne (PNIEC)[155]. Celui-ci dicte la stratégie énergétique du pays entre 2021 et 2030 en misant sur l’utilisation d’énergies durables et en s’alignant avec le Pacte Vert européen. En 2021, l’adoption de la loi sur le changement climatique et la transition énergétique fixe à la transition écologique des objectifs encore plus ambitieux. Le but est d’atteindre la neutralité climatique d’ici 2050 et de sortir progressivement du nucléaire d’ici 2035 [156].

En 2022, l’invasion russe de l’Ukraine fait exploser les prix du gaz importé de Russie. L’Espagne – dont 18,2 % du mix électrique repose sur le gaz – en subit directement les effets, qu’elle cherche à atténuer grâce à un plan de défense, « l’exception ibérique »[157]. Ce plan mené conjointement avec le Portugal a permis de plafonner le prix du gaz de la péninsule ibérique lors de la crise de 2022. En limitant le prix et l’utilisation du gaz dans sa production, l’Espagne a réussi à découpler le prix de l’électricité des turbulences du marché mondial. Ces mesures ont permis de réduire de 30 % à 64 % les factures d’électricité des consommateurs précaires [158]. Grâce à cette politique, le soutien public à la transition énergétique est resté relativement élevé, même dans un contexte de crise. Les décisions prises ont fédéré la population, qui a fait globalement confiance aux directives du gouvernement.

La politique consiste désormais à favoriser l’expansion du solaire et de l’éolien en se basant sur les planifications antérieures (PNIEC) et en cherchant à surmonter les quelques réticences locales. L’électrification massive est, pour l’Espagne, le levier privilégié de la transition énergétique. En revanche, le rôle du nucléaire dans la stratégie énergétique clive autant les politiques que la population [159].

L’Espagne bénéficie d’un contexte géographique et climatique propice au développement des énergies renouvelables et particulièrement du solaire photovoltaïque. La carte de « l’irradiation globale moyenne » (GHI) montre que l’Espagne est, en Europe, l’un des territoires les plus propices au déploiement d’infrastructures solaires et l’un de ceux où la rentabilité de telles installations peut être présumée.

Figure 27. Moyenne annuelle de l’irradiation globale horizontale (GHI) entre 1994 et 2018
Source : Solargis, Global Horizontal Irradiation Europe, 2019 (https://solargis2-web-assets.s3.eu-west-1.amazonaws.com/public/flyers/230098c2e9/Solargis_maps-2019-03-25_EU-FR-web.pdf).

Avec un GHI moyen de 1670 kWh/m²/an, l’Espagne est fortement irradiée et le développement du solaire paraît pertinent. La capacité photovoltaïque installée par habitant souligne le niveau d’investissement du pays dans les technologies solaires.

Figure 28. Puissance solaire installée par habitant en fonction du potentiel solaire GHI.
Sources : EurObservER, Baromètre photovoltaïque 2025 ; Nations Unies, « Data Portal – Population Division », 2024 ; Global Solar Atlas 2025

Le graphe met en évidence que l’Espagne tire parti du fort ensoleillement de son territoire, qui est activement exploité grâce à des planifications (comme la PNEIC) et à des financements publics.

Conformément à la loi sur la transition énergétique adoptée en mai 2021, l’Espagne vise la neutralité carbone en 2050. Cela passe par une décarbonation totale du secteur électrique et une diminution des émissions de gaz à effet de serre de 90 % par rapport à 1990 [160]. En se basant sur le Plan National Intégré Énergie-Climat (PNIEC), l’Espagne échelonne sa transition énergétique avec des objectifs intermédiaires [161] pour 2030 :

- réduire les émissions de 32 % par rapport à 1990,

- atteindre 42 % de renouvelables dans la consommation finale d’énergie,

- garantir que 81 % de l’électricité provient des renouvelables,

- améliorer l’efficacité énergétique de 43 %.

Pour pallier l’intermittence de sa production d’électricité, l’Espagne envisage d’investir dans l’hydrogène vert. L’objectif est d’installer 40 GW d’électrolyseurs d’ici 2030 afin de stabiliser l’offre. De plus, des mesures incitatives sont déployées depuis 2021 afin de piloter la demande. Les programmes « Time of Use (ToU) » et « Prix Volontaire pour Petits Consommateurs (PVPC) » permettent aux consommateurs d’avoir accès au prix affichés du marché de gros afin de réguler leur consommation [162]. En parallèle, des mesures réglementaires comme le décret-loi royal 17/2022 visent à pérenniser l’intégration des énergies renouvelables. L’objectif est de fournir un cadre clair pour coupler la demande à la production des renouvelables [163].

c. Le cas du Danemark

À l’image de l’Espagne et de l’Allemagne, le Danemark fait une large place aux énergies renouvelables dans son mix énergétique. En 2024, cette part représentait environ 80 % du mix électrique.

Dans les années 1960, la quasi-totalité de la production d’énergie finale reposait sur le pétrole. Le Danemark ne dispose pas de ressources pétrolières sur son territoire et a donc longtemps été dépendant de l’importation de celui-ci. À l’instar de l’Espagne, l’économie danoise et le secteur énergétique ont beaucoup souffert des crises pétrolières des années 1970. Après ces événements, de nombreuses centrales brûlant du pétrole ont été converties au charbon afin de sécuriser l’approvisionnement [164].

Face aux enjeux climatiques, la politique énergétique nationale a délaissé peu à peu le charbon et soutenu activement le passage à des sources d’énergie moins émettrices de CO2. En 2017, le gouvernement a annoncé la fermeture de toutes les centrales à charbon d’ici 2030. Même si la crise énergétique de 2022 a ralenti ce mouvement, la part du charbon dans le mix énergétique a diminué de 88 % entre 2000 et 2024. En 2025, une seule grande centrale à charbon reste en activité et l’abandon complet du charbon à l’horizon 2030 semble plausible [165].

Figure 29. Mix électrique danois en 2024
Source : IEA, « Energy system of Denmark », 2024 (https://www.iea.org/countries/denmark/electricity)

Actuellement, le Danemark planifie sa stratégie énergétique en se basant sur les objectifs de neutralité carbone à l’horizon 2050 fixés par l’Union européenne. La planification énergétique danoise se fixe pour 2030 les objectifs suivants [166] :

- atteindre 100 % d’électricité renouvelable,

- remplacer intégralement le gaz fossile par du biométhane,

- augmenter les capacités éoliennes entre 9 et 14 GW,

- atteindre 9 GW de capacité solaire installée.

La consommation est restée relativement stable en 2024 malgré l’essor de l’électrification massive, marquée par un déploiement important des pompes à chaleur. Cela est principalement dû à l’amélioration de l’efficacité énergétique dans les secteurs résidentiel et industriel, qui a limité l’augmentation de la consommation. Le recours au véhicule électrique reste modéré dans le pays, même si une augmentation est attendue dans les prochaines années.

Pour atteindre les objectifs de neutralité carbone, de nombreuses politiques visent à accélérer l’implantation de capacités éoliennes. Un projet prévoit l’installation de champs éoliens offshore sur deux sites : en mer du Nord et en mer Baltique. Ces projets devraient accueillir des installations de 3 GW chacun et croître jusqu’à 10 GW pour les installations situées en mer du Nord. La création de ces infrastructures permettrait de respecter les accords européens sur la transition énergétique, d’exporter de l’électricité et d’alimenter des usines de fabrication d’hydrogène vert [167]. En effet, le gouvernement souhaite expérimenter ce vecteur comme moyen de stockage énergétique à long terme. De nombreuses installations Power-to-X sont créées dans l’Ouest du Danemark afin de « transformer » l’électricité excédentaire en hydrogène. Toutefois, le recours à l’hydrogène comme moyen de stockage énergétique fait débat dans le milieu scientifique. L’avenir de nombreux projets d’électrolyseurs est incertain et plusieurs ont été suspendus [168].

Les décisions des pouvoirs publics en matière de transition énergétique sont de manière générale soutenues par la population. La bonne compréhension des enjeux environnementaux rend la transition énergétique globalement acceptée dans le pays. La population soutient les initiatives visant à déployer les énergies renouvelables sur le territoire. Néanmoins, quelques résistances locales se font ressentir [169]. De manière générale, le degré d’acceptation des infrastructures diminue lorsqu’elles sont plus proches des habitations. Ce phénomène « Not in my backyard » est constaté dans toute l’Europe et pour grand nombre d’infrastructures. Au Danemark, il n’est pas rare que la population rurale se plaigne de devoir supporter des installations surtout utiles à la population des grandes villes sans compensation financière sur le prix de l’énergie qui lui est délivrée. La contestation des projets éoliens et solaires terrestres a conduit le Danemark à investir massivement dans les éoliennes offshore pour des questions d’acceptabilité [170].

Le Danemark n’a pas recours à l’énergie nucléaire. Une loi de 1985 [171] interdit l’installation de centrales nucléaires sur le territoire national. Néanmoins, une part de l’électricité consommée dans le pays est importée de Suède, dont la production est en partie d’origine nucléaire. En mai 2025, le gouvernement a lancé une étude pour évaluer la levée de l’interdiction du nucléaire. Le pays explore le potentiel des petits réacteurs modulaires (SMR) comme une option pour les années à venir.

2. Les modèles à mix pilotable et bas-carbone

a. État des lieux des moyens pilotables en Europe

Le mix pilotable est un modèle combinant plusieurs sources d’énergie pour gérer de manière dynamique la production et réaliser l’équilibre offre-demande. Cela permet d’assurer la stabilité du réseau et de minimiser les coûts de production tout en réduisant les émissions de gaz à effet de serre [172]. La pilotabilité, ou flexibilité du mix facilite l’intégration efficace d’énergies renouvelables sans compromettre la fiabilité du réseau électrique. Un mix pilotable simplifie ainsi la gestion technique d’un réseau à forte pénétration d’énergies renouvelables intermittentes [173].

Des moyens de production comme les centrales nucléaires ou les STEP sont pilotables et bas carbone. Les centrales à gaz ou à charbon sont également pilotables, mais non décarbonées et elles n’entrent donc pas dans le cadre de la neutralité carbone recherchée pour 2050.

À l’échelle européenne, des pays comme la Suède, la France ou la Norvège se démarquent par un mix énergétique dominé par les moyens de production pilotables et bas carbone, comme les énergies nucléaire ou hydraulique. Le choix des moyens de production est tributaire de la situation topographique, économique et géopolitique de chaque pays. Cette diversité des situations oblige les États à analyser le potentiel de leur territoire afin d’adopter le mix le mieux adapté. Aucun mix n’est transposable ou duplicable d’un État à un autre, chacun reflétant un équilibre entre ressources et contraintes.

Les données de l’Agence Internationale de l’Énergie (IAE) permettent d’évaluer le degré de pénétration des sources pilotables sur le sol européen. La figure 30 illustre le mix électrique en Europe en 2023.

Figure 30. Mix électrique en Europe en 2023
Source : statistiques de l’AIE, « Countries and Regions » 2024 (https://www.iea.org/countries).

Les données montrent que 74,5 % de l’électricité européenne produite en 2023 provient d’une source pilotable. La part d’énergie pilotable et bas carbone correspond à 36,1 % de la production européenne d’électricité en 2023.

b. Le cas de la Suède

Le cas de la Suède illustre la stratégie des pays à mix pilotable. En 2024 le mix électrique suédois reposait sur 37,7 % d’hydraulique et 29,3 % de nucléaire.

Figure 31. Mix électrique suédois en 2024
Source : IEA, « Energy system of Sweden », 2024 (https://www.iea.org/countries/sweden/electricity).

Actuellement, la Suède dispose d’un mix énergétique diversifié parmi les plus décarboné au monde : environ 99  % de sa production d’électricité sont issus de sources bas carbone. Ce taux reflète la forte part de production hydraulique et nucléaire dans le mix électrique suédois [174].

En mars 1980, lors d’un référendum, 58 % des Suédois se prononcent en faveur d’un arrêt total de la production nucléaire à l’horizon 2010 [175]. Néanmoins, dans les années 2000, certains réacteurs sont prolongés et la perspective d’une fermeture totale du parc est repoussée. Par la suite, le parlement suédois adopte une stratégie énergétique combinant nucléaire et énergies renouvelables autour de l’éolien terrestre et offshore [176].

Depuis les années 2020, deux visions structurent l’avenir énergétique du pays. Les partis se situant sur la droite de l’échiquier politique souhaitent développer le nucléaire, avec 2,5 GW de puissance installée d’ici 2035 et 10 GW d’ici 2045. Les partis se situant à gauche privilégient l’éolien, notamment offshore, et s’opposent au déploiement de réacteurs nucléaires de grande puissance, jugés trop onéreux. Néanmoins, la hausse des prix de l’électricité et les émissions de gaz à effet de serre liées aux centrales à pétrole ont fait évoluer l’opinion publique : 50 % des Suédois sont favorables au retour du nucléaire qui qui est vu comme permettant de garantir la stabilité du réseau, la transition énergétique et la maîtrise des coûts [177].

La Suède ne dispose pas d’une planification énergétique aussi détaillée et centralisée que la majorité des pays de l’Union européenne (comme l’Allemagne avec l’Energiewende ou la France avec la PPE et la SNBC). Le pays définit et met en œuvre des politiques annuelles plus flexibles en fonction des besoins énergétiques. L’absence de plans énergétiques de moyen ou long terme conduit le gouvernement à proposer des subventions dans certains secteurs comme l’éolien, ou plus récemment le nucléaire, au motif que le marché n’a pas été capable de s’autoréguler et d’anticiper l’augmentation de la consommation d’énergie.

La consommation d’électricité est stable depuis 30 ans mais elle devrait doubler d’ici 2045. Au vu de ces prévisions et pour assurer la sécurité d’approvisionnement à des prix stables, le gouvernement a validé en mai 2025 un programme de financement de réacteurs nucléaires. Une capacité supplémentaire de 4 à 6 GW devrait être mise en service pour moitié d’ici 2035. Ce programme vise à renforcer la stabilité du système électrique et à accompagner l’électrification accrue de l’industrie et de la défense. La Suède s’est fixé un objectif de neutralité carbone à l’horizon 2045 [178].

c. Le cas de la Norvège

La Norvège a « développé l’hydroélectricité dès les années 1950 en s’appuyant sur un relief montagneux et des cours d’eau abondants qui offrent un bon potentiel hydraulique [179]. Dans les années 1970, après la découverte de gisements de pétrole en mer du Nord, la Norvège est devenue un exportateur majeur d’hydrocarbures [180]. Aujourd’hui, les centrales hydrauliques assurent 90 % de la production d’électricité. Depuis le début du siècle, la Norvège promeut l’électrification des usages, notamment pour respecter les objectifs de neutralité carbone fixés par l’Union européenne. Le pays n’a jamais eu recours au nucléaire : des projets de recherche dans les années 1970 ont été abandonnés en raison de l’opposition publique. Aujourd’hui encore, aucun projet énergétique ne repose sur le nucléaire malgré un engouement croissant de la population [181].

Figure 32. Mix électrique norvégien en 2024
Source : IEA, « Energy system of Norway », 2024 (https://www.iea.org/countries/norway)

Actuellement, le mix norvégien est particulièrement atypique puisque 99 % de l’électricité produite sont issus de sources renouvelables. La Norvège met cependant en œuvre une stratégie de décarbonation, en ligne avec les objectifs européens de 2050 [182], qui vise une réduction des émissions de 90 à 95 % en 2050, avec des objectifs intermédiaires de 55 % en 2030. Le pays déploie plusieurs mesures à l’échelle nationale :

- l’électrification des usages. Les perspectives officielles projettent une augmentation de la demande comprise entre 180 et 260 TWh d’ici 2050. Cette estimation prend en compte l’augmentation du nombre de véhicules électriques, la production d’hydrogène et les nouvelles industries [183] ;

- le développement des énergies renouvelables et particulièrement de l’éolien offshore. 30 GW de capacités éoliennes offshore [184] devraient être déployés d’ici 2040 ;

- la mise en service de technologies de capture et stockage du carbone (CSC) afin de décarboner les filières comme la cimenterie, la métallurgie ou la chimie. Des opérations comme « Longship »[185] visent à prouver la faisabilité du CSC et à créer un stockage à grande échelle du CO2 pour le marché européen.

L’implantation croissante d’infrastructures éoliennes intermittentes déstabilise le réseau électrique, déjà saturé dans de nombreuses régions. Le transport d’électricité est congestionné dans de nombreuses zones et la mise en service de nouvelles lignes demande du temps et est onéreux. La géographie longitudinale et montagneuse de la Norvège génère des goulets d’étranglement entre le nord et le sud [186], voire une congestion du réseau, empêchant les surplus créés dans le nord du pays d’atteindre les centres de consommation situés plutôt dans le sud [187]. De ce fait, le caractère pilotable des centrales hydroélectriques perd en efficacité. De plus, la Norvège ne souhaite pas étendre ses interconnexions transfrontalières, vues comme trop onéreuses. Le gouvernement a ordonné au gestionnaire de réseau de ne pas planifier de nouvelles interconnexions avant 2029 [188]. La Norvège a aussi rejeté le projet « NorthConnect » vers le Royaume-Uni et gère son réseau de manière souveraine [189].

Afin d’assurer l’équilibre entre l’offre et la demande, le gouvernement norvégien met en place de nouveaux dispositifs. L’État promet un raccordement plus rapide au réseau pour les usines ou data centers qui acceptent de réduire leur consommation lors des pics de demande. Des projets de pilotage de la consommation, tel que « eFleks » testent la flexibilité des consommateurs en les rémunérant s’ils réduisent leur demande lors de congestions [190]. Afin de piloter intelligemment la demande, la Norvège compte sur les « compteurs intelligents » avec lesquels plus de 90 % des ménages et petites entreprises ont des contrats indexés sur les prix horaires du marché. Depuis l’automne 2025, le nouveau système « Norway Price » permet un pilotage fin de la consommation de façon automatisée [191].

La population norvégienne semble être avertie des enjeux écologiques contemporains et être encline à accepter la transition énergétique. Grâce au nombre de centrales hydrauliques, les prix de l’électricité étaient historiquement stables et bas. Néanmoins, des évènements comme la crise énergétique de 2022 ont fait exploser les prix de l’électricité. Lors des élections de 2025, les questions environnementales étaient largement absentes de la campagne ; en revanche, le prix de l’électricité est devenu une priorité pour les Norvégiens [192].

On constate aussi une réticence de la population quand les projets affectent les paysages ou les zones naturelles. Le développement de l’éolien terrestre est désormais quasiment arrêté en raison de l’opposition publique, qui a triplé entre 2015 et 2020. En particulier, l’affaire de Fosen [193], qui a éclaté en 2021, a mis un sérieux coup d’arrêt aux parcs éoliens terrestres. La construction de 151 éoliennes sur la péninsule de Fosen a affecté des zones de pâturage traditionnelles de rennes. La cour suprême norvégienne a jugé illégale l’installation des éoliennes [194]. Après plusieurs années de négociations, un accord a été conclu pour ouvrir aux éleveurs des espaces de pâturage alternatifs, des compensations financières et des droits de consultation sur l’avenir des turbines. Il n’est parfois pas facile de concilier transition climatique et acceptabilité populaire, ce qui génère des tensions sur la façon de réaliser la transition [195].

Certains Norvégiens sont d’ailleurs méfiants vis-à-vis de la transition énergétique. Une part de la population est employée au sein d’entreprises d’hydrocarbures et le pétrole a un impact important sur les finances du pays. En 2020, une aide publique a été accordée aux entreprises pétrolières, ce qui montre la volonté de garder ce secteur actif et de protéger les emplois.

d. Le cas de la France

Charbon, pétrole et gaz naturel ont longtemps dominé la production énergétique et électrique française. Leur part a progressivement diminué en raison de la montée des préoccupations environnementales et de la volonté de réduire la dépendance aux importations. Le milieu des années 1970 marque un tournant avec le lancement d’un programme extrêmement ambitieux de construction d’un parc nucléaire capable de sécuriser l’approvisionnement en électricité. Après le choc pétrolier des années 1970 [196], l’objectif est de réduire la dépendance aux énergies fossiles. Entre 1980 et 1989, 18 centrales sont mises en service.

Depuis les années 2000, la France développe aussi des moyens de production éolienne et solaire afin de diversifier les sources d’énergie et de réduire l’empreinte carbone. Les premières années de la transition énergétique ont révélé des tensions sociales où les oppositions locales ont souvent ralenti l’implantation des infrastructures renouvelables.

Aujourd’hui, le mix électrique français est structuré autour de deux grands piliers : l’énergie nucléaire et les énergies renouvelables. La production électrique est nucléarisée à hauteur de 67 %. Les énergies renouvelables, comme l’éolien, le solaire et l’hydraulique, constituent 26 % du mix électrique.

Figure 33. Mix électrique français
Source : IEA, « Energy system of France », 2024 (https://www.iea.org/countries/france/electricity)

Ces dernières années, la France a connu une baisse de la consommation électrique, qui n’avait pas été anticipée. L’efficacité énergétique s’est améliorée, les politiques publiques et la crise de 2022 ont pesé sur la consommation. En parallèle, le pays a mis en service de nouvelles installations de production, ce qui a créé les conditions dans lesquelles peut apparaître une surproduction. Or il faut équilibrer en tout temps l’offre et la demande pour assurer la stabilité du réseau. Les échanges transfrontaliers, qui ont connu une augmentation significative en 2024, ont permis d’exporter l’électricité excédentaire.

Néanmoins, la situation est vouée à évoluer. D’après les scénarios du gestionnaire de transport (RTE), le mix électrique devra répondre à une demande en forte croissance, résultant notamment de l’électrification des transports, du chauffage et d’une partie de l’industrie. Pour y faire face, la France planifie sa stratégie :

- la construction de six réacteurs nucléaires EPR2 sur les sites de Penly, Gravelines et Bugey et le lancement d’une étude pour la construction de huit réacteurs EPR2 supplémentaires à l’horizon 2050 ;

- le développement des énergies renouvelables : construction de 100 GW de capacités solaires d’ici 2050 et de 40 GW de capacités éoliennes d’ici 2035.

La stratégie française vise une complémentarité entre installations nucléaires et infrastructures renouvelables. Sur le plan technique, l’intégration croissante de l’éolien et du solaire fait peser de fortes contraintes sur le réseau, appelant d’importants investissements pour flexibiliser l’offre et compenser l’intermittence de la production renouvelable. Il est indispensable de maintenir un socle de production pilotable pour assurer une gestion fine des flux. Néanmoins, certains facteurs freinent le développement des sources pilotables malgré leur importance dans la transition écologique.

La construction de nouvelles centrales nucléaires peut prendre plus de 15 ans. Ceci est particulièrement contraignant dans un contexte où la transition énergétique devrait être rapide [197]. Les centrales nucléaires ont une durée de vie de plusieurs décennies et la capacité installée doit être dimensionnée non seulement pour répondre aux besoins actuels, mais aussi pour répondre à l'évolution future de la consommation. Ceci suppose de faire des prévisions de croissance démographique, de développement industriel et de changements dans les habitudes de consommation (par exemple sur la demande d’électricité due à la transition vers des véhicules électriques ou des systèmes de pompes à chaleur). Les sources pilotables sont des outils industriels structurants dont les trajectoires de déploiement, très rigides, doivent être rapidement alignées sur une trajectoire de consommation incertaine et fluctuante ; ceci n’est pas sans causer quelques difficultés aux planificateurs [198].

Le principal frein à l’expansion de moyens pilotables de grande envergure en Europe (comme la centrale nucléaire ou la STEP) est le coût des infrastructures. Les investissements initiaux sont très élevés, en raison de la complexité des installations et des délais de mise en œuvre. Les ressources peuvent être compliquées à réunir pour les entreprises européennes et il n’est pas rare que l’État soit amené à intervenir, voire que les finances publiques soient mises à contribution d’une façon ou d’une autre [199]. Les coûts d’investissement élevés obscurcissent également l’horizon d’investisseurs dont bon nombre recherchent un retour sur investissement rapide.

L’acceptation sociale des centrales nucléaires est un autre frein à leur développement. Les interrogations sont multiples et vont de la gestion des déchets radioactifs aux débats autour du retraitement des combustibles usés ainsi qu’aux craintes d’un accident nucléaire [200].

Avec un déploiement plus rapide et un coût unitaire plus faible, les énergies éolienne et photovoltaïque parviennent plus facilement à mobiliser les financements nécessaires à leur construction que les projets de grandes infrastructures pilotables.

3. Les retours d’expérience utiles à la trajectoire française

a. Évaluer les différentes stratégies énergétiques mises en œuvre en Europe : quelques indicateurs

L’étude de six pays européens permet d’avoir une vision – certes non exhaustive – des différentes stratégies énergétiques adoptées. Les priorités nationales varient : certains placent l’accent sur la sécurité d’approvisionnement tandis que d’autres s’engagent fortement dans la transition écologique.

Cette diversité illustre la complexité de la planification énergétique à l’échelle européenne. L’Allemagne, l’Espagne et Danemark sont des pays avec une forte pénétration d’énergies renouvelables, éolienne ou solaire. La Suède, la Norvège et la France représentent des pays avec un socle important d’énergie pilotable bas carbone, nucléaire ou hydraulique.

Plusieurs critères permettent de mettre en perspective les mix énergétiques des pays étudiés et d’apprécier l’efficacité de leurs stratégies, en termes de performance, de fiabilité et de durabilité.

i. L’impact environnemental

L’analyse des émissions de CO₂ est un indicateur clé permettant d’évaluer l’impact climatique des stratégies énergétiques. Ce critère permet d’évaluer le degré de décarbonation atteint par un pays.

Évolution des émissions de CO2 liées à la production d’énergie par habitant (entre 2000 et 2023)

Allemagne	-32 %
Espagne	-34 %
Danemark	-52 %
Suède	-47 %
Norvège	-8 %
France	-31 %

Source : AIE, Données sur la période 2000-2023 extraites des fiches pays

Le Danemark a réussi à réduire significativement son empreinte carbone grâce à un mix fortement renouvelable et à des politiques efficaces de transition énergétique.

ii. La sécurité d’approvisionnement

Le bilan électrique national permet de comparer la part nette d’exportations ou d’importations par rapport à la production totale. Un pourcentage positif indique que le pays est un exportateur net ; un pourcentage négatif indique que le pays est un importateur net.

Bilan électrique ajusté pour 2024

(+ exportations, – importations)

Allemagne	-5,8 %
Espagne	+3,6 %
Danemark	-12 %
Suède	+19,4 %
Norvège	+11,7 %
France	+15,8 %

Source : AIE, Données sur la période 2000-2023 extraites des fiches pays

L’Espagne, la Suède, la Norvège et la France sont des exportateurs d’électricité. L’Allemagne et le Danemark sont importateurs nets.

Le « Loss of Load Expectation » (LOLE) correspond au nombre d’heures par an où la demande en électricité n’est pas couverte. Cet indicateur est utilisé pour mesurer la sécurité d’approvisionnement électrique. Il représente le temps pendant lequel la capacité de production disponible est insuffisante pour satisfaire la demande d’électricité.

Estimation du Loss of Load Expectation en 2025

(en heures par an)

Allemagne	7,7
Espagne	7,7
Danemark	6,3
Suède	2,3
Norvège	< 0.1
France	4,8

Source : ENTSOE, « European Resource Adequacy Assessment », 2023 (https://www.entsoe.eu/eraa/2023/).

L’Allemagne et l’Espagne présentent le niveau de risque le plus élevé pour lequel la demande en électricité ne peut pas être totalement satisfaite. Cela suggère que leurs réseaux électriques pourraient faire face à des périodes de tension dans l’équilibre production et consommation. Au contraire, la Norvège bénéficie d’une sécurité d’approvisionnement élevée, principalement grâce à une hydroélectricité abondante et flexible.

iii. La compétitivité du prix de l’énergie

Le prix du mégawattheure au niveau national dépend des stratégies énergétiques des pays. Il est en partie reflété par le coût de l’électricité supporté par le consommateur. En Europe, le prix de l’énergie est un critère d’acceptabilité de la transition écologique car il a un impact direct sur le pouvoir d’achat des consommateurs.

Prix de l’électricité pour le consommateur au 1er semestre 2025

(en euros par MWh)

Allemagne	343,4
Espagne	290,7
Danemark	266,5
Suède	218,9
Norvège	160,2
France	244,6

Source : Commission européenne, « Electricity price statistics », octobre 2025 (https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=Electricity_price_statistics)

Les trois pays analysés comme ayant une forte pénétration des énergies renouvelables – Allemagne, Espagne, Danemark – affichent les prix les plus élevés.

b. Intégrer les énergies renouvelables intermittentes dans le mix

Le mix énergétique européen offre un aperçu « moyen » des choix effectués par les États membres de l’Union européenne. Il est essentiel pour la France d’analyser les choix d’autres pays pour préparer l’avenir énergétique national. Les trajectoires européennes permettent d’identifier les limites et les solutions apportées par les États européens dans l’élaboration de leur mix énergétique.

Figure 34. – Mix énergétique européen
Source : IEA, « Energy system of Europe » (https://www.iea.org/regions/europe)

Le mix actuel français montre une pénétration beaucoup plus forte de la part de l’énergie nucléaire que la moyenne européenne. Au contraire, la présence d’énergies fossiles comme le pétrole ou le charbon est plus forte dans le mix énergétique européen. Les énergies renouvelables intermittentes, comme l’éolien ou le solaire, sont moins représentées dans le mix français. Au premier semestre 2025, 35,8 % de l’électricité produite en Europe provenait d’énergies renouvelables intermittentes. En France, ce taux est de seulement 11 %.

Certains pays comme le Danemark, l’Allemagne ou l’Espagne ont une forte pénétration d’énergies renouvelables dans leur mix : plus de 68 % pour le Danemark et plus de 40 % pour l’Espagne et l’Allemagne. Ces pays montrent que l’intégration d’énergies renouvelables est possible mais qu’une intégration massive n’est pas sans contraintes.

L’étude des pays européens à forte pénétration d’énergies renouvelables intermittentes montre que la transition énergétique peut reposer sur des choix stratégiques diversifiés. Pour autant, l’intégration massive des renouvelables nécessite non seulement le développement de nouvelles capacités de production, mais aussi l’adaptation des réseaux et la mise en place de mécanismes de flexibilité pour garantir la stabilité et la sécurité énergétique.

Pallier le caractère intermittent de certaines énergies demande des investissements de flexibilité très substantiels et le coût final de l’énergie délivrée au client – production, réseau, flexibilité – peut en être impacté. Ainsi, même si une prise de conscience environnementale – appuyée dans le cas de l’Espagne par des conditions naturelles favorables – soutient le déploiement des énergies renouvelables, les institutions peinent parfois à mobiliser les ressources nécessaires.

Une prépondérance des sources de production intermittentes expose également à divers risques technologiques. En particulier, des moyens de gestion ou de stockage sont nécessaires pour assurer la stabilité électrique des systèmes. Ces technologies appellent encore des développements substantiels et nécessitent des investissements et des innovations pour devenir pleinement efficaces à grande échelle. Les évènements vécus sur la péninsule ibérique mettent en évidence une instabilité liée à la forte pénétration d’énergies renouvelables. Dans le contexte actuel d’expansion massive des moyens de production renouvelable, il apparaît que l’inertie du réseau est un paramètre essentiel de la sécurité globale d’approvisionnement final.

Le 28 avril 2025, un effondrement du réseau électrique a touché l’Espagne et le Portugal. Dans la matinée, la fréquence du réseau espagnol a chuté brusquement et privé 60 millions de personnes d’électricité. Les causes précises de ce black-out sont encore inexpliquées mais résultent certainement de pannes en cascade. Au total, une perte de 15 GW de la capacité de production espagnole a été constatée, soit 17% environ de la puissance installée totale. Le « rapport factuel » de l’ENTSOE indique que « la série en cascade de déconnexions de production et l’augmentation de tension sont le déclencheur le plus probable de la panne ». Deux périodes d’oscillations ont été observées avant le black-out et ont pu déstabiliser le système. Le rapport final des causes de cet incident n’a pas encore été publié [201]. Pour ce qui est de la France, les plans d’urgence ont permis de limiter la propagation du phénomène aux seules zones frontalières.

Cet épisode rappelle l’importance d’une collaboration étroite entre les États et leurs opérateurs de réseau en cas d’incident afin de préserver l’approvisionnement. D’ailleurs, les États fortement dépendants des énergies renouvelables, comme le Danemark, mettent fréquemment à profit les interconnexions avec leurs voisins pour maintenir l’équilibre entre la production et la consommation. Ces interconnexions permettent d’importer de l’électricité lorsque le vent ou le soleil sont insuffisants et d’exporter l’excédent en cas de surproduction. Un pilotage fin des échanges transfrontaliers permet de pallier l’intermittence de certaines énergies renouvelables.

L’interconnexion est à la fois une force et un facteur de risque. D’une part, un incident important survenant à l’extérieur des frontières risque de se propager sur le réseau national ; des plans de sauvegarde spécifiques doivent être prévus à cet égard et ceci rend les États responsables de leurs réseaux vis-à-vis de leurs voisins. D’autre part, l’interconnexion permet d’accéder à des capacités de production non nationales, susceptibles de pallier des défaillances locales et elle est donc un facteur de stabilisation globale pour le réseau européen dans son ensemble. De nombreux pays aspirent d’ailleurs à renforcer les interconnexions à l’échelle européenne dans les années à venir [202]. La partie B ci-après consacre des développements plus approfondis à ce sujet.

L’expérience des pays à forte pénétration d’énergies renouvelables intermittentes montre également que leur développement rapide nécessite une planification rigoureuse, qui doit impliquer fortement le gestionnaire du réseau électrique (RTE pour la France). La transition énergétique ne peut pas se résumer à installer massivement de grandes infrastructures renouvelables. Il paraît indispensable de considérer le parc énergétique existant pour mettre en œuvre efficacement de nouveaux moyens de production renouvelables. Si l’intégration des infrastructures n’est pas bien planifiée, le réseau peut connaître des congestions, des délestages et occasionner des pertes de production ou une forte volatilité des prix [203].

L’équilibrage du réseau est indispensable pour éviter des phénomènes de congestion ou de délestage et limiter la volatilité des prix. Des prévisions basées sur le potentiel énergétique réel et la capacité du réseau permettent d’optimiser l’efficacité des énergies renouvelables. L’étude d’avant-projet doit repérer les zones ensoleillées ou ventées tout en considérant la proximité des infrastructures de transport d’électricité, la stabilité du réseau et la complémentarité avec d’autres sources d’énergie. Cette approche permet de tirer pleinement parti des ressources de chaque zone géographique. Aucun mix n’est donc transposable ou duplicable d’un territoire à un autre, chacun reflétant un équilibre entre ressources et contraintes.

Le succès des énergies renouvelables dépend aussi beaucoup de l’acceptabilité de la population. La grande majorité des projets rencontrent des résistances locales liées à l’impact visuel, environnemental ou à l’activité économique de la région. Il paraît indispensable de structurer la démarche en collaboration avec la population. Une participation citoyenne est indispensable pour que les projets puissent avancer et être durablement acceptés [204].

c. Maintenir un socle de production pilotable et bas-carbone

Les sources pilotables jouent un rôle indispensable dans l’équilibre énergétique. Elles sont en quelque sorte l’« assureur » du réseau électrique. Un mix pilotable permet de sécuriser l’approvisionnement des clients finaux en minimisant le besoin de recourir aux importations. Au-delà de la flexibilité d’approvisionnement, un mix pilotable offre au réseau une forte inertie électromécanique : les rotors des alternateurs dans les centrales nucléaires et hydrauliques stabilisent la fréquence et réduisent les risques de fluctuation et de coupure [205].

L’inertie mécanique et la réactivité inhérente à cet outil industriel permettent à l’offre de s’ajuster à la demande, ce qui procure une base fiable et sécurisée au système énergétique et, au-delà, au système productif tout entier. De plus, ces installations présentent l’intérêt d’offrir un coût de production relativement stable et compétitif sur le long terme.

Si l’intérêt de maintenir un socle de production pilotable et bas-carbone ne fait donc pas de doute, réaliser cet objectif suppose d’actionner plusieurs leviers. Il faut tout d’abord veiller à entretenir et moderniser le parc actuel, qu’il soit hydraulique ou nucléaire, en veillant à préserver voire améliorer le niveau de sûreté des installations. À cet égard, la modulation de la production nucléaire visant à compenser la variabilité croissante de l’offre due à l’essor des énergies renouvelables intermittentes suscite des interrogations sur ses conséquences en matière de vieillissement des installations qu’il conviendra de lever rapidement. Sur un autre registre, la prolongation de la durée de vie du parc est un paramètre d’autant plus important que l’investissement initial est désormais amorti, ce qui favorise la rentabilité de l’outil industriel.

En matière d’installations nouvelles, les sites hydrauliques les plus propices sont équipés depuis longtemps, ce qui réduit l’étendue des perspectives dans la filière. En matière nucléaire, celles-ci sont beaucoup plus ouvertes, puisque le programme de réacteurs EPR 2 permettra de remplacer progressivement les centrales du parc actuel qui seront mises à l’arrêt tout en contribuant à l’accroissement de l’offre dans les scénarios de croissance de la demande d’électricité. Parallèlement, les projets de SMR ouvrent des options nouvelles, même si le « darwinisme industriel » devrait réduire peu à peu l’éventail des solutions déployées.

En définitive, l’optimisation d’un socle de production pilotable et bas-carbone est à la fois moteur et soutien des politiques publiques d’électrification des usages et de la réindustrialisation. Le déploiement de moyens de production pilotables permet d’accompagner la transition écologique [206].

L’Office attire l’attention sur la nécessité d’instaurer une gouvernance forte pour réussir la transition énergétique, notamment pour piloter l’offre et la demande de manière cohérente. Des règles claires doivent permettre aux acteurs du secteur, régulateurs, gestionnaires et producteurs, de répondre aux enjeux énergétiques actuels et futurs en planifiant efficacement l’approvisionnement pour répondre aux enjeux de souveraineté, de sécurité et de lutte contre le changement climatique. Les mécanismes incitatifs de tarification dynamique, les dispositifs techniques de flexibilité, l’intégration de l’impératif de flexibilité dans les appels d’offres et dans les programmations énergétiques, etc. sont autant de leviers qui faciliteront la transition vers un mix électrique robuste et respectant les engagements internationaux de la France.

B. Les interconnexions européennes : contraintes et leviers d’intégration du mix national

1. L’interconnexion croissante des réseaux électriques

Les interconnexions transfrontalières européennes jouent un rôle central dans le fonctionnement des réseaux électriques. Les interconnexions permettent à chaque pays d’exporter et d’importer de l’électricité avec ses voisins. Elles donnent la possibilité de mutualiser l’électricité afin de stabiliser l’équilibre entre la production et la consommation. De ce fait, chaque pays se doit de réguler au mieux son propre réseau pour ne pas propager ses éventuelles défaillances à l’ensemble des pays transfrontaliers. Une synchronisation rigoureuse est nécessaire entre tous les États connectés pour uniformiser la fréquence. Cette harmonisation est indispensable pour assurer la stabilité du réseau. La gestion des flux nécessite une coordination précise et des outils de pilotage fins, afin d’éviter des phénomènes de congestion. Ce phénomène se crée lorsque les capacités des lignes sont insuffisantes pour transporter l’ensemble des flux demandés. Des goulots d’étranglement réduisent alors les interactions entre réseaux nationaux européens. Fin 2023, le réseau électrique européen s’étendait sur 547 901 km et comptait 341 lignes interfrontalières. De nombreux projets d’interconnexions vont augmenter ces nombres dans les prochaines années.

Figure 35. Interconnexions des réseaux électriques européens
Source : IRIS - Observatoire de la sécurité des flux et des matières énergétiques, Le réseau de transport électrique européen et ses enjeux de sécurité, octobre 2024 (https://www.iris-france.org/larchitecture-electrique-europeenne-et-ses-enjeux-de-securite).

Les interconnexions européennes connaissent des limites techniques, réglementaires et économiques. Les connexions électriques sont limitées par la capacité maximale des lignes. Des dommages matériels peuvent intervenir si les flux sur les lignes sont trop importants. De plus, le développement rapide des énergies renouvelables intermittentes entraîne des flux d’électricité difficilement prévisibles. La variabilité de la production et les oscillations de la consommation rendent la gestion du réseau complexe. Pour faire face à ces nouvelles contraintes, les gestionnaires de réseau européens doivent adapter leurs méthodes de régulation. Bien que l’Union européenne se soit fixé un objectif d’interconnexion portant sur au moins 15 % de la capacité de production d’ici 2030, certains États, comme la France, sont encore en deçà, en partie à cause de limites techniques [207].

En France, RTE recourt à des outils de contrôle avancés et prévoit des marges de sécurité pour gérer les fluctuations de production.

Figure 36. Interconnexions françaises à la date du 12 avril 2024
Source : RTE, « L’Europe de l’électricité sous le signe de la solidarité », avril 2024
(https://www.rte-france.com/bases-electricite/cadre-regulation/europe-electricite-solidarite)

D’un point de vue économique, les interconnexions représentent des investissements lourds. Les lignes haute tension (HVDC) génèrent d’importants coûts de construction et d’entretien. Les entreprises font face à des délais de retour sur investissements parfois longs et plus globalement, les coûts peuvent limiter la vitesse de déploiement de nouvelles interconnexions et nécessitent souvent un soutien public [208].

L’exploitation des interconnexions est également freinée par des contraintes réglementaires. Chaque pays de l’Union européenne définit ses propres règles en matière de priorisation des flux et de tarification. Ces divergences réglementaires rendent parfois difficile la coordination transfrontalière. Les différences de tarification entre interconnexions peuvent limiter les échanges : certains réseaux ne pratiquent pas les mêmes tarifs, ce qui restreint la capacité d’arbitrage entre marchés. En fait, malgré l’existence de cadres européens, il existe 27 régulations nationales différentes [209].

Afin d’optimiser le déploiement des interconnexions, l’harmonisation des règles de marché et le renforcement des centres de coordination régionaux (RCCs) sont essentiels. Les RCCs analysent les prévisions de production et de consommation et détectent les congestions potentielles. Des mesures de « redispatching » sont ensuite proposées afin d’éviter les surcharges sur certaines lignes. La coordination des procédures entre les gestionnaires de réseau nationaux et les RCCs assure la stabilité des liaisons transfrontalières. L’approfondissement de cette gestion technique collaborative est indispensable si l’on souhaite que se développent les liaisons transfrontalières [210].

Ce processus bénéficiera également du développement de lignes à courant continu haute tension (HVDC). Ces lignes présentent de nombreux avantages. Les pertes d’énergie sont plus faibles sur de longues distances et le contrôle des flux est moins complexe, car il n’y a pas de phénomène de « loop flows ». De plus, les HVDC simplifient le raccordement de moyens de production renouvelable éloignés – comme les parcs éoliens offshore – en garantissant un transfert efficace vers les centres de consommation.

Il convient de noter que les interconnexions transfrontalières ne suppriment pas la nécessité de mettre en place des solutions de flexibilité (stockage, pilotage de la demande et gestion des réseaux), car l’essor des sources d’énergie intermittentes est un processus largement répandu en Europe [211].

2. L’évolution des réseaux gaziers européens

Le gaz naturel joue un rôle important dans le système énergétique européen [212]. Il sert à produire de la chaleur, de l’électricité et à alimenter certaines industries. Depuis deux siècles, les besoins changeants et les avancées technologiques ont fait évoluer les réseaux.

Le gaz naturel a commencé à être utilisé en Europe au XIXe siècle. Après la Seconde guerre mondiale, son usage s’est tourné vers la production de chaleur et d’électricité. Dans les années 1970, de longs gazoducs sont construits en Europe pour connecter les pays producteurs aux pays consommateurs. Possédant de nombreux gisements, l’URSS devient rapidement un fournisseur important sur le marché européen. Néanmoins, les crises pétrolières des années 1970 montrent la nécessité de diversifier les fournisseurs. Les interconnexions entre réseaux nationaux permettent, comme pour l’électricité, d’améliorer la sécurité d’approvisionnement et d’être flexible sur la demande. Les infrastructures gazières sont à la fois des outils politiques et économiques. Le gaz devient un enjeu de souveraineté nationale.

Figure 37. Réseau gazier européen en 2017
(bleu : gazoducs existants, rose : gazoducs en projet ou en construction)
Source : Aurélie Barbaux, « Tergiversations sur le gaz en Europe, huit pays relancent le débat », L’Usine nouvelle, 1er mai 2020 (https://www.usinenouvelle.com/article/tergiversations-sur-le-gaz-en-europe.N953091).

En 2023, le gaz représentait 24 % de l’approvisionnement énergétique total de l’Europe. Les réseaux gaziers européens reposent sur 230 000 km de gazoducs interconnectés. Les hubs gaziers comme le « Title Transfer Facility (TTF) » aux Pays-Bas ou « Zeebrugge » en Belgique jouent un rôle clé [213]. En 2019, les volumes échangés sur le TTF représentaient 79 % du volume total échangé sur les hubs européens. En 2024, près de 7 milliards de m³ de gaz naturel liquéfié (GNL) russe sont passés par Zeebrugge. En plus de fixer les prix, les hubs assurent la fluidité et la sécurité du marché européen. Ils permettent aussi de diversifier les approvisionnements. La flexibilité d’importation – gaz russe, norvégien, algérien – réduit le risque de rupture d’approvisionnement et crée un marché concurrentiel. Le contexte géopolitique actuel pousse d’ailleurs les États à adapter leurs usages et diversifier leurs approvisionnements.

Avant l’invasion de l’Ukraine, environ 45 % des importations de gaz de l’Union européenne provenaient de Russie. Depuis, la diversification des routes gazières est devenue une question de souveraineté nationale [214]. Les pays européens ont dû repenser leur dépendance au gaz russe. La guerre a conduit les États à renforcer les interconnexions existantes et à accélérer la construction de nouvelles infrastructures. Les importations de gaz russe dans l’Union européenne ont drastiquement diminué, passant de 150 bcm [215] en 2021 à 52 bcm en 2024. L’intégration de nouvelles connexions permet d’augmenter la sécurité d’approvisionnement et de réduire les coûts [216]. La guerre a obligé l’Europe à réagir vite. Le remplissage accéléré des stockages, des achats groupés et le changement de route du gaz norvégien et des cargaisons de GNL ont permis de sécuriser l’approvisionnement. Ces stratégies ont montré que la résilience dépend autant des infrastructures que d’une bonne coordination.

À terme, le gaz fossile devrait être remplacé par des solutions moins émettrice de CO2. L’injection dans les réseaux de biométhane et d’hydrogène vert devrait faire du gaz une source d’énergie compatible avec la neutralité carbone [217]. Cependant, la transition énergétique impose de moderniser les infrastructures et de modifier les usages. Les réseaux gaziers doivent donc évoluer pour accueillir de nouveaux gaz « durables »[218]. Le biométhane peut directement être injecté dans les réseaux car il est compatible avec les infrastructures actuelles. Au contraire, l’hydrogène nécessite de nombreuses adaptations techniques, ce qui peut freiner son expansion. Afin de préserver la qualité du gaz transporté, la conception des gazoducs doit être repensée et les pressions d’exploitation ajustées [219]. Les opérateurs doivent moderniser les stations de compression. Le coût de ces opérations est élevé mais essentiel pour réduire l’usage des énergies fossiles.

Les infrastructures doivent être plus flexibles et mieux pilotées pour répondre aux nouveaux besoins [220]. Les réseaux deviennent par exemple plus « intelligents » grâce à un recours accru à l’intelligence artificielle. Des capteurs permettent de mesurer en direct les paramètres de fonctionnement : débits, pression et qualité du gaz. Ces données permettent aux gestionnaires de mieux anticiper les variations de la consommation et d’optimiser le pilotage des flux en conséquence [221]. Les « smart grids »[222] gaziers deviennent ainsi un levier essentiel pour maîtriser les coûts et renforcer la fiabilité.

Les projets de gazoducs transfrontaliers ouvrent de nouvelles perspectives pour l’approvisionnement en gaz en Europe. Les projets « Trans Adriatic Pipeline » et « EastMed » visent à offrir des sources alternatives au gaz russe en Europe. Ces gazoducs influencent plus généralement les relations économiques entre pays.

L’intégration des réseaux nécessite également une gouvernance européenne. La libéralisation du marché du gaz en Europe a conduit à mettre fin aux monopoles nationaux et a ouvert le marché à la concurrence internationale. Les opérateurs peuvent commercialiser du gaz dans plusieurs pays sans être freinés par les réglementations nationales. Cette harmonisation technique et réglementaire permet aux réseaux d’être interconnectés non seulement matériellement mais aussi économiquement, pour assurer une circulation fluide et fiable du gaz transporté.

EXAMEN DU RAPPORT PAR L’office du 27 novembre 2025

Examen du rapport sur les impacts technologiques de l’évolution du mix énergétique (Joël Bruneau, député, Patrick Chaize, sénateur, rapporteurs)

M. Stéphane Piednoir, sénateur, président de l’Office. – L’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) examine ce matin un rapport attendu, résultant d’une saisine de la commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale, qui s’intitule « Les impacts technologiques de l’évolution du mix énergétique et ses conséquences sur l’outil industriel et les réseaux ».

Les rapporteurs Joël Bruneau et Patrick Chaize vont nous présenter une synthèse de ce rapport de 163 pages, si j’ai bien compté hier.

M. Joël Bruneau, député, rapporteur. – Patrick Chaize et moi-même sommes très heureux de vous présenter aujourd’hui les conclusions de nos travaux, qui ont commencé en juin dernier, sur les impacts technologiques de l’évolution du mix énergétique.

Comme vous l’avez dit, Monsieur le Président, ce rapport fait suite à une saisine de la commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale. Nous avons centré nos investigations sur les problématiques des réseaux ainsi que sur les conséquences touchant à notre outil industriel, en suivant, bien sûr, la démarche habituelle de l’Office, qui consiste à entendre un panel aussi large que possible d’acteurs de ce domaine, soit au total une cinquantaine de personnes.

Plutôt que de résumer notre rapport, nous avons choisi de vous présenter nos recommandations, qui sont au nombre de neuf.

En introduction, je vais évoquer la situation de notre système énergétique, que vous connaissez. La demande d’électricité dans notre pays ne progresse pas au rythme qui était anticipé dans les différents scénarios énergétiques publiés ces dernières années, scénarios qui ont guidé la politique énergétique, en particulier la programmation pluriannuelle de l’énergie. Début décembre, RTE, l’opérateur du réseau de transport métropolitain, également chargé d’assurer au quotidien l’équilibre du réseau électrique et d’évaluer ses perspectives d’évolution, publiera son bilan annuel, qui confirmera cette stagnation.

La consommation d’électricité en 2024 – un peu moins de 450 térawattheures (TWh) –, est revenue à son niveau d’il y a vingt ans, à la fois pour de bonnes et de mauvaises raisons. On peut supposer que RTE révisera à la baisse ses prévisions d’évolution de la consommation dans les années à venir. Cette situation est éminemment problématique, puisque la lutte contre le changement climatique impose de réduire notre dépendance aux importations d’hydrocarbures, avec l’impact économique et financier que cela représente.

Il s’agit de développer le plus vite possible l’électrification des usages, ce qui, évidemment, augmentera la consommation d’électricité. Paradoxalement, au moment même où notre consommation d’électricité stagne, la production, elle, augmente fortement, puisque le parc électronucléaire a retrouvé en quelque sorte un rythme de croisière, même s’il ne revient pas au niveau d’avant 2005, à savoir 430 TWh. Il se situera cette année entre 365 et 375 TWh, un niveau jamais atteint depuis 2019. En parallèle, les énergies renouvelables connaissent une croissance rapide, en particulier le parc solaire photovoltaïque qui augmente au rythme d’environ 5 gigawatts chaque année, soit presque l’équivalent de cinq réacteurs nucléaires. Nous pourrions, bien sûr, nous réjouir de cette abondance, qui nous permet d’ailleurs de réaliser des exportations d’électricité à hauteur de 89 TWh en 2024, en particulier vers l’Allemagne, l’Italie et le Royaume-Uni. Malheureusement, il faut être conscient du fait qu’elle peut aussi, si cette situation devait perdurer, avoir des conséquences délétères, à la fois pour notre système énergétique, son bon équilibre, et pour les finances de l’État. D’une part, la surproduction d’électricité, en particulier en journée, lorsque le parc photovoltaïque produit beaucoup – c’est la fameuse « courbe en canard », conduit à des périodes de plus en plus longues de prix négatifs. Ces périodes sont assez coûteuses pour nos finances, puisque la collectivité doit continuer – ce qui est d’ailleurs normal – à honorer les contrats qu’elle a passés avec un certain nombre d’opérateurs et de producteurs, selon le principe de la garantie de prix d’achat. D’autre part, cette surproduction impose à notre parc nucléaire une flexibilité de plus en plus marquée afin de garantir l’équilibre du réseau, indispensable à chaque instant, entre la demande et la production d’électricité. Nos réacteurs nucléaires sont effectivement, depuis quarante ans, optimisés pour moduler leur production. C’est d’ailleurs à l’origine une spécificité française, mais l’intensification de ces variations pourrait conduire à des problèmes techniques, par exemple un vieillissement prématuré de certains composants. Ce sont des éléments qui vont devoir être expertisés, comme l’a d’ailleurs annoncé le PDG d’EDF, Bernard Fontana, qui a annoncé récemment qu’une étude sur ce sujet serait finalisée d’ici à la mi-décembre. L’expertise est donc toujours en cours aujourd’hui. Nos premières recommandations ont justement pour objectif de trouver des remèdes efficaces à cette situation, qui n’est pas soutenable.

Bien sûr, ce n’est ni la faute des énergies renouvelables, ni celle de l’énergie nucléaire, mais encore une fois, la conséquence directe de l’insuffisance du rythme d’électrification, et donc de décarbonation de notre économie.

M. Patrick Chaize, sénateur, rapporteur. –Joël Bruneau a bien résumé notre constat sur la situation actuelle.

Notre première recommandation découle directement de cette présentation : nous considérons que le Gouvernement doit orienter prioritairement la politique énergétique vers l’électrification de la demande pour les raisons qui viennent d’être exposées. Alors que la consommation finale d’électricité stagne, l’offre devient excédentaire du fait des investissements déjà engagés dans les moyens de production bas-carbone. Sans un développement suffisamment rapide de l’électrification des usages, il existe un réel risque que de nouveaux actifs de production soient sous-utilisés, voire deviennent échoués. Concrètement, la puissance injectée par le parc nucléaire ne pourra pas descendre en dessous d’un certain niveau que le Haut-commissaire à l’énergie atomique estime à environ 20 % de sa puissance nominale. Arrêter des réacteurs nucléaires est très pénalisant et ne permet pas de répondre à un regain brutal de demandes non satisfaites, tel qu’il s’en produit chaque jour à la tombée de la nuit. Une fois ce niveau atteint, il deviendrait nécessaire d’interrompre la production d’une partie du parc photovoltaïque pendant des périodes de plus en plus longues. À cet égard, il faut saluer l’initiative prise par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour améliorer la flexibilité de la demande. En effet, depuis le début de ce mois de novembre, deux ou trois heures creuses sont déplacées en journée, pour favoriser la consommation dans la période de plus forte production du parc photovoltaïque.

Notre deuxième recommandation va aussi dans le sens de la flexibilité. Le Gouvernement et la CRE doivent étudier les mécanismes de marché permettant la montée en puissance des capacités de stockage nécessaires à l’équilibre du système électrique. En priorité, les projets de stations de transfert d’énergie par pompage, ou STEP, essentiels pour renforcer la flexibilité du système électrique, doivent être relancés à la suite du récent accord avec la Commission européenne sur le régime des concessions hydroélectriques. Les systèmes de stockage par batterie ont aussi un rôle important à jouer, notamment pour les besoins de court terme.

Notre troisième recommandation est que RTE, sur un plan technique, la CRE et le Gouvernement, dans le cadre global de la politique énergétique, étudient la possibilité de faire contribuer les producteurs d’électricité non pilotables à l’équilibrage du réseau, via la flexibilité, le stockage ou l’effacement.

Une mesure similaire commence à être mise en œuvre outre-Rhin, non au détriment des producteurs, mais au contraire à leur bénéfice. Une dégradation du fonctionnement du réseau électrique n’est évidemment dans l’intérêt de personne ; une telle mesure devrait bien entendu être équitable et prévoir de justes compensations.

Notre quatrième recommandation porte sur les enseignements à tirer du blackout survenu au mois d’avril dans la péninsule ibérique. Depuis la note scientifique de nos collègues Jean-Luc Fugit et Daniel Salmon sur les réseaux électriques, l’ENTSO-E, le réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité, a publié un rapport provisoire non conclusif. Son rapport définitif est attendu au premier trimestre 2026, presque un an après les événements. Une fois que ce document sera publié, nous invitons RTE et le Gouvernement à tirer tous les enseignements de ce blackout et à en tenir compte dans la définition de la stratégie du gestionnaire de réseau et dans celle de la politique énergétique nationale.

M. Joël Bruneau, député, rapporteur. – Après ces premières recommandations, destinées à résoudre le déséquilibre actuel entre la consommation et la production d’électricité, j’en viens à deux recommandations qui concernent le sujet central de la décarbonation de nos industries. Comme vous le savez, notre économie a connu depuis les années 1980 une désindustrialisation profonde. Même si son poids a diminué, l’industrie représente pourtant encore une part majeure de nos besoins énergétiques : environ 20 % de la consommation finale d’énergie et 18 % des émissions de gaz à effet de serre. Il est donc indispensable que notre industrie s’engage pleinement dans la décarbonation, comme le prévoit d’ailleurs la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC).

Certaines filières ont déjà largement électrifié leurs procédés, par exemple les industries électro-intensives, comme la production d’aluminium par électrolyse. Ces entreprises, qui sont pour la plupart fortement exposées à la concurrence internationale, dépendent de façon critique du prix de l’électricité. D’autres filières, en revanche, restent très dépendantes des combustibles fossiles, avec en toile de fond des prévisions de prix assez basses pour ces produits.

L’exemple des fours verriers illustre bien ce défi : pour fondre le sable siliceux, ils doivent atteindre des températures de l’ordre de 1 500 degrés. Ces fours sont conçus pour fonctionner de manière continue pendant dix ou quinze ans – c’est-à-dire qu’ils ne sont jamais arrêtés, sans possibilité de modification majeure une fois allumés. Leur durée de vie impose donc des cycles de renouvellement longs qui conditionnent tout changement technologique. Aujourd’hui, les procédés utilisés reposent principalement sur le gaz naturel. Nous pourrions considérer que le biogaz serait à même de constituer une solution transitoire, mais nous savons que les volumes produits aujourd’hui sont très insuffisants. Les industriels du verre s’orientent donc vers une électrification partielle ou totale des fours, au fur et à mesure de leur renouvellement.

Les premiers projets émergent, mais ils font face, d’une part, à des contraintes techniques – des durées de renouvellement incompressibles, comme je le disais –, d’autre part, à la nécessité d’un retour d’expérience. Nous n’avons pas encore une vision complète de l’utilisation durable de ces fours électriques. Ce constat, illustré par l’exemple des fours verriers, vaut pour de nombreuses industries qui doivent abandonner les énergies fossiles, même si elles sont compétitives sur le plan purement économique. L’électrification, qui permettrait de remplacer ces énergies fossiles, rencontre encore un certain nombre d’obstacles technologiques : l’industrialisation des prototypes est complexe et les cycles de vie des machines sont longs.

Les investissements très lourds, sans rentabilité immédiate sur le plan financier – je ne parle pas du plan environnemental – pèsent fortement sur la compétitivité de ces entreprises. En contrepartie, celles-ci ont besoin d’une garantie forte : pouvoir compter sur un approvisionnement électrique durable, stable, abondant et compétitif sur le long terme. C’est le sens de notre cinquième recommandation : créer les conditions permettant à l’industrie française de se décarboner sans perdre en compétitivité. Cela suppose un cadre contractuel durable entre l’État, EDF et les filières industrielles, ainsi qu’un soutien public aux technologies bas-carbone. Pour les besoins de chaleur industrielle autour de 600 à 800 degrés, l’électrification, là aussi, reste difficile sur le plan technique. Une promesse existe avec les réacteurs modulaires, les fameux SMR, Small Modular Reactors, et AMR, Advanced Modular Reactors, qui pourraient devenir une source de chaleur décarbonée adaptée grâce à leur implantation décentralisée et à leur flexibilité. Pour autant, les projets en cours restent encore incertains, même s’ils montrent un certain potentiel. Notre sixième recommandation propose donc d’intégrer ce potentiel dans la programmation énergétique, d’identifier les projets les plus prometteurs et de faciliter leur développement, notamment par un soutien du Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA).

Notre recommandation suivante touche aussi à l’industrie, puisqu’elle concerne la maîtrise, au niveau national ou européen, des approvisionnements critiques pour le système énergétique, que ce soit en équipements ou en matières premières, comme bien sûr les fameuses terres rares et les métaux stratégiques. En effet, la transition dépend de ces équipements, par exemple les onduleurs, qui sont absolument indispensables à la fiabilité du réseau. Or, ces onduleurs sont pour la plupart chinois ou dépendent de ressources sensibles comme les terres rares, là aussi souvent venues de Chine, alors même qu’il y avait une usine à La Rochelle – je crois qu’elle faisait partie du groupe Solvay – qui est restée longtemps le premier producteur mondial en matière de raffinage de ces terres rares. Renforcer l’autonomie industrielle, nationale ou européenne, sur ces maillons critiques, y compris pour l’accès aux matières premières, est indispensable si nous voulons protéger notre système énergétique, avec la volonté de l’électrifier le plus possible, des tensions géopolitiques, des ruptures de chaînes d’approvisionnement et des hausses de coûts.

M. Patrick Chaize, sénateur, rapporteur. – Nos deux dernières recommandations concernent directement le pilotage de la politique énergétique.

La première porte sur la visibilité indispensable sur l’évolution du parc nucléaire actuel, qui va devenir de plus en plus critique avec le vieillissement des centrales. Il nous semble qu’EDF et le Gouvernement doivent faire l’effort de présenter une stratégie d’exploitation et de prolongation du parc fondée sur une durée de vie des centrales structurée par tranches de vingt ans. En effet, l’échéance de dix ans, qui est celle des réexamens décennaux de sûreté menés par l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection, est insuffisante pour optimiser les investissements à répartir entre la prolongation du parc actuel et la mise en place d’autres moyens de production décarbonée et, en définitive, pour assurer une stabilité de production compatible avec les objectifs climatiques et industriels de la France. L’énergie est le domaine du temps long et les évolutions majeures nécessitent en général un demi-siècle plutôt que dix ans.

Notre dernière recommandation rejoint une préoccupation commune à beaucoup d’entre nous : le suivi de la politique énergétique. Comme je viens de le rappeler, cette politique porte sur le temps long, avec des projets tels que l’éolien en mer ou le renouvellement du parc nucléaire. Elle fait aussi face à la rapidité des évolutions géopolitiques et technologiques, qui imposent une réévaluation plus régulière des trajectoires énergétiques et de décarbonation. Nous estimons qu’un rendez-vous parlementaire annuel est la seule façon de garantir un réel contrôle démocratique de ce sujet stratégique et une meilleure cohérence des politiques menées.

Après cette présentation que nous avons voulue courte, nous sommes évidemment à votre disposition pour répondre à vos questions.

M. Stéphane Piednoir, sénateur, président de l’Office. – Merci pour cette présentation effectivement assez courte, qui nous laisse le temps pour des échanges.

Mme Florence Lassarade, sénatrice, vice-présidente de l’Office. – Je remercie nos deux rapporteurs pour ces recommandations simples, faciles à lire et à comprendre pour tous. Il est vrai que la pédagogie vis-à-vis de nos concitoyens serait certainement beaucoup plus efficace si des personnes comme vous pouvaient expliquer les choses.

J’ai une question simple. Nous produisons trop d’électricité. Des câbles qui devraient nous connecter à l’Espagne se font toujours attendre. C’est le cas depuis que je suis parlementaire. On parle toujours de ce câble qui traverserait le gouf de Capbreton pour arriver à Santander. Le projet a connu de nombreux échecs. Avez-vous du nouveau à ce sujet ? Comment peut-on enrichir la France en vendant de l’électricité ?

M. Patrick Chaize, sénateur, rapporteur. – La construction d’ouvrages, notamment de transport, s’inscrit dans le temps long, tout comme la construction des unités de production. Pour ce faire, il faut anticiper et avoir une stratégie. Cette stratégie dépend des capacités de production et de la volonté de partager cette production avec les autres pays.

Concernant l’Espagne, le retour sur le blackout du printemps dernier devrait – nous l’espérons en tout cas – mettre l’accent sur certains points de fragilité de nos réseaux et permettre, là aussi, de faciliter l’acceptabilité d’ouvrages qui créeront ces liens avec les autres pays.

Enfin, nous connaissons, au travers de l’actualité, la difficulté de construire un ouvrage, quel qu’il soit : électrique, ferroviaire ou routier.

M. Joël Bruneau, député, rapporteur. – La grande vertu de notre système est l’interconnexion entre pays, qui nous a été particulièrement précieuse durant la crise énergétique. Elle nous a permis de traverser à la fois la crise de la corrosion sous contrainte de notre parc nucléaire et la réduction des livraisons de gaz russe, après l’entrée en guerre de la Russie contre l’Ukraine. Ces systèmes d’interconnexion sont donc, effectivement, à préserver.

Cela m’amène à mon deuxième point sur l’exportation d’électricité : ces interconnexions font qu’à certains moments, nous sommes globalement très excédentaires. Je parlais tout à l’heure de cette fameuse cloche de production en milieu de journée, avec une production photovoltaïque très importante dans des pays comme l’Espagne ou l’Allemagne, par exemple. Il est évidemment intéressant d’exporter de l’électricité quand les prix sont élevés, notamment la nuit, en période de froid et en l’absence de vent. Dans ce cas, notre électricité nucléaire a d’autant plus de valeur pour nos voisins.

En revanche, pour que le solde soit positif, il faut éviter de multiplier les périodes de prix négatif, durant lesquelles nous sommes obligés, conformément aux contrats de long terme conclus avec les producteurs d’électricité – ce qui est parfaitement légitime – de compenser les pertes de revenus causées par ces prix négatifs.

Retenons une idée essentielle – vous parliez de pédagogie et de capacité de compréhension pour tout citoyen, et je parle en tant que non spécialiste, ayant arrêté les sciences en première : si j’ai compris, c’est donc que tout le monde peut comprendre. Le point clef pour la fiabilité de notre système est, me semble-t-il, l’équilibre entre les périodes de forte production et la consommation, car les conséquences d’un déséquilibre pourraient être extrêmement préjudiciables pour la fiabilité du réseau.

M. Jean-Luc Fugit, député, vice-président de l’Office. – Je souhaite formuler quelques remarques et poser quelques questions sur ce rapport, particulièrement intéressant et très riche, dont je remercie mes collègues.

Pour réagir à ce que disait notre collègue à l’instant sur la production d’électricité, il faut se souvenir qu’en 2024, nous avons exporté 89 TWh d’électricité. Certains y voyaient un inconvénient puisque, dans ce cas, la demande nationale était inférieure à l’offre.

Je ferai tout de même remarquer que nous n’étions pas dans cette situation il y a trois ans. Au contraire, nous avons eu un double problème en 2022, à la fois avec les centrales nucléaires, en difficulté en raison de la corrosion sous contrainte, et avec une sécheresse qui a limité la production des barrages hydroélectriques. Par conséquent, nous étions en déficit et nous étions alors bien contents de disposer des interconnexions. En 2024, cela a fonctionné dans l’autre sens.

Lorsque l’on exporte 89 TWh, on pourrait se dire que l’offre est supérieure à la demande et que c’est peut-être une difficulté. Pour ma part, je le vois aussi comme une chance. Pourquoi ? Parce que nous avons vendu ces 89 TWh, ce qui a rapporté 5 milliards d’euros. De plus, ces 89 TWh étaient à plus de 95 % décarbonés ; nous avons donc aidé les pays voisins à se décarboner. Il faut aussi regarder le côté positif des choses. Je le dis parce que, parfois, dans le débat public, j’entends des choses qui me gênent un peu.

La production électrique est souvent confondue avec la consommation énergétique de ce pays. Celle-ci s’élevait à 1 503 TWh au total en 2023, dont 60 % issus de combustibles fossiles. Par conséquent, lorsque l’on parle de l’électricité, on ne parle que de 40 % du total.

En France, nous avons la chance – c’est une chance et une fierté, à mon sens – de produire ces 40 % d’électricité à plus de 95 % de manière décarbonée, avec un ratio de deux tiers de nucléaire pour un tiers d’énergies renouvelables. Il est important de l’avoir à l’esprit.

Autre remarque – qui n’est pas une critique. Un mot me gêne toujours : on associe systématiquement aux énergies renouvelables le mot « intermittent ». Je ne suis ni un « pro-renouvelables », ni un « pro-nucléaire », mais un partisan de la sortie progressive des énergies fossiles. On ne peut pas me taxer d’être antinucléaire, puisque j’ai été, avec notre président, co-auteur d’un rapport sur la sûreté nucléaire et aussi rapporteur d’une loi sur la sûreté nucléaire, qui a fait couler beaucoup d’encre, adoptée à une voix près à l’Assemblée nationale. Je peux donc dire que cela n’a pas été simple. Parfois, comme aux tirs au but, on finit par l’emporter.

Plus sérieusement, utiliser l’adjectif « intermittent » pour qualifier les énergies renouvelables leur donne une connotation inutilement négative. Si l’on regarde les technologies actuelles et tout le travail réalisé, notamment par RTE, on devrait plutôt parler de « variabilité ». Pourquoi ? Parce que la variabilité permet la prévisibilité. Aujourd’hui, la météo agricole – je suis fils de paysan – me dit à une heure près ce qui va se passer chez moi. Et cela fonctionne, tant pour la pluie que pour le vent et le soleil. Cette capacité de prévision est totalement intégrée, notamment par RTE ; il suffit d’aller au centre opérationnel situé au nord de Paris pour s’en convaincre.

Par conséquent, j’estime que lorsque l’on accole le mot « intermittent » aux énergies renouvelables, cela a une connotation un peu négative, alors que la variabilité, couplée à des outils avancés, y compris l’intelligence artificielle, n’empêche pas de déterminer à une heure près les quantités de vent, de soleil, etc., donc d’avoir une prévisibilité de la production.

Après ces remarques, j’en viens à quelques questions sur vos recommandations et votre présentation. Elles n’ont peut-être pas toutes la même importance et je vous les livre un peu dans le désordre.

Si nous continuons à développer le photovoltaïque, notamment en lançant des appels d’offres, quelle sera la prochaine étape ? C’est une interrogation que j’avais déjà en préparant mon rapport sur le budget de l’énergie à l’Assemblée nationale, en tant que rapporteur de la commission des affaires économiques. Je me la pose également en tant que président du Conseil supérieur de l’énergie, où siègent d’ailleurs trois collègues sénateurs et trois députés

Ne faudrait-il pas à l’avenir conditionner tout soutien public au photovoltaïque au développement simultané de capacités de stockage ? Autrement dit, ne devrions-nous pas arrêter de développer le photovoltaïque seul, sans le coupler systématiquement à des solutions de stockage ? Il me semble que c’est un peu l’idée que vous défendez, mais je souhaiterais avoir quelques précisions à ce sujet.

À la lecture de votre cinquième recommandation, je me suis demandé si les contrats à long terme que vous évoquez ne pourraient pas également concerner certaines installations photovoltaïques ou, en tout cas, d’autres énergies renouvelables. Ces contrats de longue durée, appelés PPA (Power Purchase Agreement) dans le jargon anglais, peuvent-ils, d’après vous, être envisagés pour les énergies renouvelables ? Permettraient-ils un partage des risques avec les industriels ? Il y a peut-être une piste à creuser.

Votre septième recommandation porte sur l’autonomie stratégique pour la production et l’accès aux équipements critiques du système énergétique. Je m’interroge sur l’avancée des gigafactories que nous sommes en train de mettre en place pour la production de panneaux photovoltaïques en France, notamment les projets de Carbon ou Holosolis. Estimez-vous que nous avons une maîtrise suffisante ? Avons-nous, d’après vous, assez investi sur le sujet ?

Concernant la neuvième recommandation, sur le débat annuel au Parlement, l’Assemblée nationale a tenu un débat le 28 avril dernier – je crois que vous l’avez eu début mai au Sénat – à l’initiative de l’ancien Premier ministre, M. François Bayrou. Est-ce à ce type de débat que vous faites référence, ou s’agit-il d’un débat un peu plus approfondi, avec éventuellement un vote annuel sur des orientations, ce qui pourrait être problématique ? J’aimerais connaître la nature du débat que vous imaginez.

J’ai également une question sur l’hydrogène. Pour vous, reste-t-il un vecteur énergétique d’avenir ? Aujourd’hui, nous nous interrogeons beaucoup.

Que pensez-vous de l’adoption d’une dixième recommandation consistant à solliciter la publication de la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3). En effet, il est urgent, de mon point de vue, de tourner la page de la PPE actuelle. Or, on ne peut tourner la page de la PPE2 qu’en publiant la PPE3. Dans la saisine de la commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale, la question était un peu sous-jacente.

Enfin, estimez-vous qu’en matière de recherche sur l’énergie, l’État fait ce qu’il faut, ou faut-il aujourd’hui accompagner plus et mieux la recherche, en incluant le sujet des réseaux, sur lequel j’avais travaillé avec Daniel Salmon ?

M. Stéphane Piednoir, sénateur, président de l’Office. – En réponse à ces « quelques » questions, comme l’a dit Jean-Luc Fugit, je laisse la parole aux rapporteurs.

M. Joël Bruneau, député, rapporteur. – Je ne suis pas surpris que Jean-Luc Fugit ait des remarques à formuler. C’est notre expert à l’Assemblée nationale.

Je commencerai par la suggestion d’ajouter la publication de la PPE3 comme dixième recommandation. Il faut effectivement une nouvelle PPE. Mais, d’une certaine manière, c’est sous-jacent à notre première recommandation, qui appelle à prendre en compte la réalité de la situation actuelle. L’argent public devrait désormais être prioritairement orienté vers l’incitation et l’accélération de la décarbonation de notre économie. C’est à la fois un enjeu environnemental et un enjeu d’indépendance nationale, puisque nous dépendons encore à hauteur de 60 % des énergies fossiles importées.

Il ne s’agit en aucun cas d’opposer les différents modes de production d’électricité, mais simplement de prendre en compte les avantages et les inconvénients propres à chacun. La programmation pluriannuelle de l’énergie, et cela rejoint le sujet du débat annuel, n’a pas pour objet de redéfinir chaque année les grands objectifs. Elle peut être aussi un moment de partage d’informations : où en sommes-nous ? Comment les choses ont-elles évolué ? Comment le contexte international a-t-il changé ? Notre collègue évoquait tout à l’heure l’enjeu de la pédagogie : un tel débat est aussi un moyen d’éclairer le grand public, d’autant que des événements extérieurs, souvent imprévisibles lors du lancement d’un programme, peuvent survenir. Les exemples récents, comme la guerre en Ukraine, en sont une parfaite illustration.

Clairement, la recommandation concernant le photovoltaïque est d’associer à tout projet d’installation des engagements en matière de stockage. L’idée est que ce soit l’opérateur qui prenne en charge le stockage, plutôt que de transférer la gestion de la variabilité aux seuls gestionnaires de réseau. On sait aujourd’hui qu’un parc photovoltaïque peut produire de l’électricité à un coût relativement faible, mais cela ne tient pas compte du fait que, parallèlement à cette production, par nature variable, il est nécessaire de déployer un certain nombre d’équipements pour en gérer les fluctuations. Il est logique que celui qui produit la variabilité assume au moins en partie ses conséquences. Effectivement, la réflexion progresse chez nos voisins : d’après les auditions que nous avons menées, l’Allemagne travaille activement sur cette question.

Les contrats de long terme passés avec les industriels sont une piste intéressante. Il faudrait sans doute associer une production d’énergie à un usage spécifique, pour un industriel donné, avec un prix garanti sur le long terme. Ce serait probablement une bonne solution, en tenant compte du fait que certains secteurs ont besoin d’une grande quantité d’énergie. C’est notamment pour ces usages que se fondent les espoirs placés dans les SMR, qui offriraient la capacité de répondre à une demande précise.

Sur les équipements, notre recommandation porte surtout sur la question de l’indépendance. Vous évoquez les gigafactories, mais quels que soient les modes ou les niveaux de consommation, il est essentiel de réduire notre dépendance pour un certain nombre d’équipements, notamment ceux qui contribuent à la fiabilité du réseau, vis-à-vis de technologies que nous ne produisons pas aujourd’hui en France ou en Europe, mais qui sont massivement développées en Chine.

Ce que nous avons entendu en audition sur les gigafactories est éclairant. Vous mentionnez les gigafactories pour l’industrie, mais la même logique vaut pour les grands centres de données, les data centers. Aujourd’hui, la multiplication des centres de données tire la consommation électrique aux États-Unis, mais la situation est différente en France. À Marseille, où plusieurs data centers se sont implantés, la consommation d’électricité n’est pas au rendez-vous. Les exploitants étaient partis sur des hypothèses beaucoup plus élevées. Il existe donc un temps de latence entre le moment où les projets sont lancés et la montée effective de la consommation.

Enfin, sur l’hydrogène, toutes les personnes que nous avons entendues en audition en soulignent les limites dans l’état actuel des technologies et insistent sur la nécessité de poursuivre des efforts de recherche importants.

L’hydrogène peut effectivement jouer un rôle en matière de stockage, notamment en tirant parti des périodes où les prix de l’électricité sont bas. Mais cela suppose de faire de grands progrès en matière d’électrolyseurs. Je pensais qu’un électrolyseur pouvait être arrêté quand l’électricité devient chère, puis relancé ensuite. J’ai découvert qu’il n’en est rien. C’est ce que souligne notamment l’Académie des sciences. Nous avons donc effectivement des efforts de recherche à accomplir sur ces technologies. Sans doute – et cela rejoint les débats que nous avons sur notre propre budget – ces recherches gagneraient-elles à être menées également au niveau européen, pour mutualiser les coûts.

M. Patrick Chaize, sénateur, rapporteur. – Je voudrais revenir sur la question du débat annuel. La justification principale de ce débat est que l’énergie est un sujet stratégique qui doit faire l’objet d’un suivi attentif, notamment par le Parlement, afin de disposer d’une mise à jour régulière permettant de rester au plus près de la réalité. Nous le voyons bien : nous sommes sur des temporalités longues, mais dans un secteur où les technologies et les besoins évoluent rapidement.

Ce que disait Joël Bruneau sur les centres de données est assez révélateur : lorsqu’un investisseur évalue les besoins énergétiques d’un projet, ceux-ci sont presque toujours très supérieurs à la consommation réelle. Cela tient peut-être au manque de recul, à une volonté de prudence ou au souci de sécuriser l’alimentation électrique des serveurs en toutes circonstances. Dans les faits, cela s’explique aussi par la montée en charge progressive de ces infrastructures : les salles de serveurs ne sont jamais entièrement remplies dès le premier jour. Il existe donc un décalage significatif entre les besoins exprimés et les besoins réels, d’où la nécessité, dans une vision globale, d’assurer un suivi régulier.

Sur la question de l’hydrogène, la véritable difficulté réside dans la capacité à disposer du bon outil pour produire de l’hydrogène vert. L’idée, j’entends bien, est de pouvoir l’utiliser pour le stockage. Ceci rejoint notre recommandation : chaque fois que l’on développe une capacité de production, notamment dans le domaine des énergies renouvelables, il faut penser aux dispositifs permettant d’assurer l’équilibre ou la continuité de production. L’objectif est d’éviter que l’équilibrage des réseaux repose, in fine, exclusivement sur le gestionnaire du réseau de transport d’électricité.

M. Joël Bruneau, député, rapporteur. – Lorsque l’on parle de « gigafactory », on pense, par exemple, aux grandes usines de batteries automobiles, qui seront sans doute d’importantes consommatrices d’électricité. Il existe aussi des projets importants dans la production de panneaux solaires.

Nous ne l’avons pas exprimé sous forme de recommandation, mais il est ressorti des auditions que, si nous voulons développer à nouveau une véritable filière solaire à l’échelle européenne, il va falloir trouver des mécanismes permettant, au moins pendant un certain temps, d’instaurer une forme de préférence communautaire. Sans cela, il sera très difficile pour ces entreprises d’émerger. Compte tenu du poids des investissements nécessaires pour lancer de telles productions, un acteur qui a déjà amorti son usine en Chine pourra toujours produire à moindre coût. Sans système de protection motivé par des considérations purement stratégiques, nous n’y parviendrons pas.

M. Jean-Luc Fugit, député, vice-président de l’Office. – Si je puis me permettre, Monsieur le Président, un tel dispositif existe avec la TVA à 5,5 % appliquée aux panneaux produits en France depuis le 1er octobre. C’est une décision prise en début d’année. Cette mesure concerne la partie équipement, mais pas la partie travaux. C’est, en tout cas, une manière d’encourager la production nationale.

Mme Martine Berthet, sénatrice. – Je remercie les deux rapporteurs pour le travail accompli. Il était important de mener cette mission, surtout en direction de nos industriels, car l’impact pour eux est majeur, en particulier pour les industriels hyper-électro-intensifs,. Il me semblait que, jusque-là, peu de monde s’en souciait. Vos propositions sont donc très intéressantes.

De même, je salue la mise en avant de ce qui constitue l’un de nos atouts majeurs : l’importante production française d’énergie décarbonée. C’est un atout pour peser en Europe, et nous en voyons déjà les premières conséquences avec l’accord permettant de faire évoluer le régime des concessions hydroélectriques vers un système d’autorisation. Le rappeler noir sur blanc est une bonne chose, je vous en remercie.

Vous pointez également la question de la souveraineté en matière de terres rares. C’est un sujet dont je n’avais pas pleinement conscience. Bien sûr, je pensais aux terres rares sous l’angle de nos industries et de nos productions, mais beaucoup moins sous celui de leur rôle dans le fonctionnement de notre système électrique, en particulier pour les équipements indispensables au bon fonctionnement des réseaux, comme les onduleurs. Vous avez raison d’en souligner l’importance primordiale. Cette souveraineté sur les terres rares est d’autant plus difficile à garantir que les négociations avec la Chine, qui contrôle une partie écrasante des terres rares de la planète, compliquent l’application de clauses de sauvegarde dans d’autres domaines, comme le ferrosilicium, le manganèse ou les mesures d’antidumping sur le silicium. Le fait que la Chine restreigne ses ventes montre bien notre dépendance et accroît la difficulté des négociations visant à protéger certains secteurs. Vous faites donc bien de pointer également ce sujet.

Concernant le stockage des énergies renouvelables, vous mentionnez surtout les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Existe-t-il, selon vous, d’autres solutions ? On parlait, si je me souviens bien, de batteries au sodium. Avez-vous examiné les autres options possibles ? Dans quel délai EDF pourrait-elle mettre en œuvre de nouvelles STEP ? Faut-il vraiment attendre la mise en place des nouveaux régimes d’autorisation, ou cela peut-il être mis en œuvre dès maintenant ? En somme, quels sont les délais réalistes ?

Je voudrais revenir sur le mécanisme européen d’effacement et de capacité. Des entreprises qui pratiquent l’effacement m’ont alertée sur le fait que ce régime de capacité n’était négocié au niveau européen que pour une année encore et qu’il fallait commencer de nouvelles négociations pour le prolonger. Est-ce également un point que vous avez identifié et qui vous a été signalé lors de vos auditions ?

Je souhaiterais revenir sur cette électrification prioritaire que vous avez pointée pour les industries. Vous avez évoqué les contrats de long terme qui sont négociés actuellement, qui progressent. C’est très positif de l’avoir mentionné. Pour les industriels qui utilisent du gaz naturel, un basculement vers l’hydrogène peut-il être opéré sur certains procédés, ou bien l’hydrogène est-il utilisé sur des procédés différents ?

Vous mettez en avant le fait qu’il faut consommer toute l’électricité que nous produisons et que nos industries doivent donc s’orienter vers une plus forte consommation électrique. Or, la production d’hydrogène nécessitant une grande consommation d’électricité – ce sont des procédés hyper-électro-intensifs –, peut-elle constituer un levier de basculement ?

Quand vous mentionnez les SMR et les AMR, envisagez-vous qu’ils puissent être installés sur certains grands sites industriels pour assurer une production locale d’électricité, en complément des capacités existantes ?

Enfin, une dernière remarque : le débat parlementaire annuel est effectivement indispensable, car nous voyons bien que la situation évolue assez vite, dans un contexte géopolitique où les lignes bougent en permanence.

M. Patrick Chaize, sénateur, rapporteur. – Je vous remercie d’aborder la question du ferrosilicium, qui est un sujet d’actualité pour notre territoire et qui est nécessaire pour la production des panneaux photovoltaïques. Si rien n’est fait rapidement, nous savons qu’à court terme, nous ne pourrons plus produire de panneaux photovoltaïques sur le territoire national : la Chine, qui pratique aujourd’hui un dumping assez fort, capterait alors l’ensemble du marché. Concrètement, sur chaque tonne produite en France, nous perdons 500 euros par rapport au coût de production. L’activité est donc mise à mal. Des démarches sont aujourd’hui engagées au plan politique pour essayer de rétablir une situation plus normale, mais ce dossier illustre tous ces phénomènes qui nous placent, à terme, sous dépendance ou qui, en tout cas, nous font prendre un risque stratégique.

Sur la question du stockage par STEP ou par batterie, ce qui ressort de nos travaux, c’est qu’aujourd’hui les STEP fonctionnent. C’est une technologie éprouvée, opérationnelle, y compris sur votre territoire, et qui répond efficacement aux besoins de stockage.

Pour les batteries, nous sommes encore à un stade de recherche ou d’ajustement : il s’agit de trouver la solution qui permettra d’atteindre une performance optimale. Sur le papier, la batterie apparaît presque comme une évidence ; dans la réalité, il y a encore un peu de travail à accomplir.

EDF suit évidemment ces opérations, mais ne nous a pas dit avoir engagé d’investissements lourds sur ces solutions de stockage, y compris sur les STEP. En effet, des incertitudes juridiques existent et, évidemment, lorsqu’on se trouve dans une telle situation, il est compliqué d’avancer.

S’agissant de passer du gaz naturel à l’hydrogène, je comprends que leurs conditions d’usage ne sont pas tout à fait équivalentes. Lorsque l’on utilise le gaz naturel, c’est souvent pour de la chaleur, avec de grandes capacités ; basculer vers l’hydrogène est quelque chose de très complexe. On ne peut pas remplacer une source d’énergie par une autre sans conséquence. Cela nécessite une remise à plat, notamment des processus, qui peut être réalisée dans certains cas, mais pas de manière universelle.

S’agissant des SMR, nous avons rencontré plusieurs start-up pour évaluer leurs propositions. Ce que j’en retiens, c’est que les SMR ont aujourd’hui pour cible – ou « devraient avoir pour cible », mais je ne sais pas comment Joël Bruneau l’a perçu – prioritaire la décarbonation de la chaleur industrielle plus que la production d’électricité. Leur efficacité apparaît réelle, avec une mise en œuvre plus facile et délocalisée. D’ailleurs, nous avons rencontré une start-up, Calogena, qui développe aujourd’hui un prototype qui pourrait remplacer une chaudière de chauffage urbain. Elle pourrait, par exemple, être installée en périphérie de zone urbanisée pour apporter de la chaleur et remplacer d’autres types de chaufferies. C’est, en France, le projet le plus avancé que nous ayons identifié.

D’autres start-up proposent des solutions mixtes, associant production décentralisée d’électricité et de chaleur. L’intérêt est évident : éviter les impacts sur les réseaux que nous évoquions tout à l’heure, notamment les réseaux de transport, puisque l’on installe la source de production au plus près du besoin. Cela comporte néanmoins quelques inconvénients, notamment en termes de résilience et de solution de secours : si le moyen de production subit une panne, l’industriel n’a pas forcément la possibilité de poursuivre son activité.

Ce sont des solutions qui aujourd’hui progressent. C’est pourquoi, je reviens au débat annuel. On voit que les choses peuvent avancer assez vite. En six mois ou un an, on franchit des étapes. Il serait important de pouvoir partager et intégrer ces réflexions dans une vision stratégique d’ensemble.

M. Joël Bruneau, député, rapporteur. –Nos interlocuteurs ont bien insisté sur le fait que les SMR étaient particulièrement pertinents pour la production de chaleur.

M. Patrick Chaize, sénateur, rapporteur. – Et il s’agit bien d’un besoin de décarbonation.

M. Joël Bruneau, député, rapporteur. – Toutefois, pour des raisons d’acceptabilité, il sera sans doute plus simple d’installer un SMR à proximité d’une industrie quelque peu éloignée des habitations que de remplacer telle ou telle chaufferie urbaine au cœur d’un quartier. C’est un sujet, il faut en être conscient.

L’utilisation de l’hydrogène comme moyen pour stocker l’électricité est quelque peu utopique dans l’état actuel des connaissances. Il y a aussi un enjeu de taux de conversion. L’ordre de grandeur est le suivant : vous consommez 100 d’électricité pour produire l’hydrogène et, avec celui-ci, vous obtenez environ 70 en énergie ; le rapport n’est donc pas exceptionnel.

Pour ce qui concerne l’utilisation directe de l’hydrogène, c’est-à-dire le remplacement de l’hydrogène gris utilisé par de nombreuses industries, notamment pétrochimiques ou chimiques, par de l’hydrogène vert, l’enjeu reste celui du coût : aujourd’hui il est quatre fois plus cher. Ce rapport de un à quatre limite les possibilités de bascule pour des industries soumises à une forte pression concurrentielle.

Cela renvoie aussi à ce que nous indiquait le spécialiste de l’hydrogène de l’Académie des sciences, qui se montrait assez optimiste : une dizaine d’années de recherche, permettraient d’atteindre cet objectif. Pour le moment, nous n’y sommes pas. On rejoint ici la question de la recherche soulevée précédemment par Jean-Luc Fugit.

Concernant l’électrification et la décarbonation de l’économie, nous avons beaucoup parlé des grandes industries, qu’elles soient électro-intensives ou très consommatrices d’énergie fossile. Il ne faut jamais oublier que la part des particuliers n’est pas négligeable. Deux leviers apparaissent clairement pour accélérer le passage des énergies fossiles à l’électricité : le transport, avec l’électrification du parc automobile qu’il faudra sans doute renforcer, et les modes de chauffage individuels. Aujourd’hui, soyons honnêtes : compte tenu du prix de l’électricité, du prix du gaz et du coût de remplacement d’une chaudière par une pompe à chaleur, sur le strict plan économique, très peu franchissent le pas. Il y a des saints, mais c’est assez rare.

Il faudrait sans doute augmenter les incitations à la conversion vers l’électricité des usages fondés sur l’énergie fossile. On a pu lire à une certaine époque qu’en période excédentaire, les batteries de voiture réparties sur tout le territoire serviraient de moyen de stockage. C’était la théorie de Jeremy Rifkin, avec sa vision des smart grids et d’un système automatisé dans lequel chacun serait à la fois producteur et consommateur.

Les spécialistes nous expliquent que c’est un peu utopique : compter sur les batteries des voitures pour stocker massivement l’électricité est très illusoire et pas du tout à la hauteur du sujet. En revanche, avec de vraies unités de stockage, dotées de batteries spécialisées, un stockage massif est envisageable. Ces technologies sont déjà relativement au point, avec une limite : elles ne permettent que le stockage à court terme. Le court terme peut toutefois représenter une journée, ce qui peut suffire à passer le cap de la pointe de production, notamment photovoltaïque, et disposer d’électricité, comme je l’ai dit tout à l’heure, quand il fait nuit, qu’il fait froid et qu’il n’y a pas de vent. Pour cela, les batteries telles qu’elles existent aujourd’hui suffisent. Il y a donc effectivement plusieurs solutions, sachant que le stockage le plus massif reste celui des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), puisque l’équivalent en puissance, d’après EDF, est de 4 à 5 gigawatts, soit l’équivalent de quatre à cinq tranches nucléaires, dès lors que l’on aura levé l’obstacle juridique européen.

M. Daniel Salmon, sénateur. – Ce rapport apporte un nouvel éclairage. Nous avons tous besoin de pédagogie et de connaissances pour éviter la désinformation. Je suis toujours sidéré par le fait que nos concitoyens sont devenus des citoyens « hors sol » en matière d’énergie, ignorant même les unités les plus simples, que ce soit une unité de puissance, le kilowatt, ou une unité de quantité d’énergie, le kilowattheure. L’on s’aperçoit que même dans des articles de journaux qui sont, paraît-il, éclairés, ces unités sont facilement confondues. Il existe donc un réel besoin de se réapproprier la question de l’énergie.

Une fois cela dit, nous n’avons pas réglé l’affaire. Il est certain qu’au niveau du citoyen comme des parlementaires, il faut vraiment se réapproprier ces notions. Nous avons sans doute tendance à nous focaliser sur l’instant t. Or, quand on regarde l’historique, les fluctuations ont été très importantes au cours des dernières années. Aujourd’hui, nous en sommes à nous demander comment nous allons faire pour éviter cette surproduction à midi. Il y a trois ans, nous étions complètement à l’agonie, car deux événements importants et imprévus étaient survenus : la corrosion sous contrainte et la guerre en Ukraine, qui nous avaient placés dans une quasi-impasse. Il est donc évident que nous devons parvenir à manier le temps court, le moyen terme et le long terme, pour disposer d’un système robuste. Nous avons vraiment besoin de cette robustesse.

Nous en venons donc presque aujourd’hui à nous demander comment nous allons faire pour consommer toute cette énergie ! Et, d’un seul coup, nous mettons de côté la sobriété et l’efficacité énergétiques. Nous avons déjà oublié ces notions, alors qu’elles étaient le maître mot il y a deux ans. Il faut persévérer dans cette voie, car la seule énergie qui soit vraiment propre est celle que l’on ne consomme pas. La sobriété et l’efficacité me semblent donc être des principes à ne pas oublier.

Nous en sommes presque à attendre les centres de données pour pouvoir éponger ce surplus d’électricité… Ce n’est pas forcément l’attente qu’il faut avoir. Concernant l’électrification des transports, nous sommes un peu à la peine, mais les avancées sont tout de même assez colossales pour les batteries. A priori, Renault travaille aussi sur des poids lourds, ce qui était plus ou moins impensable il y a encore cinq ans.

Il y a cinq ans, nous nous disions que nous allions électrifier les véhicules particuliers, mais que pour les poids lourds, ce ne serait pas possible. Or, Renault produit aujourd’hui des poids lourds 100 % électriques, avec une autonomie de près de 1 000 kilomètres. Une évolution va donc se manifester dans les années à venir, car ces solutions vont devenir compétitives. S’il ne s’agit pas de reverser l’électricité contenue dans les batteries vers le réseau, il s’agit au moins de les charger au bon moment, lorsque nous avons une production importante, notamment lors de la « cloche solaire ». Ce sont des éléments qu’il faut toujours avoir à l’esprit pour s’inscrire dans la durée.

Nous sommes à un moment – cela n’a pas été évoqué – où nous voyons effectivement que la production et la consommation électriques stagnent en France. Peut-être faudra-t-il dans les années à venir – j’ai entendu cette possibilité – mettre un peu sous cloche– non pas sous cloche solaire, mais simplement « sous cloche » – un certain nombre de réacteurs nucléaires. Il ne s’agirait pas de les arrêter définitivement, mais de les geler pour pouvoir, lorsque dans quelques années la consommation électrique repartira à la hausse, les remettre en service plutôt que de les faire moduler en permanence. C’est une chose que j’ai entendue et peut-être une possibilité qu’il va falloir évaluer dans les années à venir.

Il faut avoir une vision qui ne se limite pas à la situation d’aujourd’hui, mais qui s’inscrive réellement dans le moyen et le long terme ; sinon, nous allons au-devant d’erreurs stratégiques qui ne nous apporteront pas de robustesse.

M. Joël Bruneau, député, rapporteur. – Nous sommes assez d’accord sur ce point. Comme cela a été dit à plusieurs reprises, notamment par Patrick Chaize, la politique énergétique s’inscrit dans le long terme. Pour autant, il ne faut pas non plus regarder si loin que l’on ne voie pas l’obstacle qui est juste devant nous et que l’on trébuche dessus.

En tout cas, sur l’objectif que vous soulignez, celui de la sobriété, je suis d’accord. Je disais tout à l’heure que la stagnation de la consommation électrique était une réalité en France, à la fois pour de bonnes et pour de mauvaises raisons. Parmi les bonnes raisons, il y a le fait que nous faisons plus attention à la consommation électrique. Un certain nombre d’équipements électriques sont aussi moins énergivores pour un service rendu équivalent. Tout cela, ce sont de bonnes raisons. La mauvaise raison tient à la difficulté qu’éprouve notre industrie à se décarboner à la hauteur des ambitions, et à la faiblesse de notre industrie par rapport à ce qu’elle était il y a une quinzaine ou une vingtaine d’années.

Ces objectifs ne sont pas du tout antinomiques, sachant que l’objectif suprême, dans l’intérêt effectif de la préservation de notre environnement et de la planète, est bien sûr de limiter la consommation d’énergie fossile, sans oublier l’intérêt purement financier et d’indépendance nationale.

Il y a quelques années, lorsque l’on parlait de poids lourds, on pensait à l’hydrogène comme mode de propulsion. Aujourd’hui, on pense effectivement beaucoup plus à la batterie. De fait, comme un certain nombre de poids lourds n’effectuent pas forcément de très longs déplacements dans la journée, pour tout ce qui relève de la livraison de relative proximité, cela a tout son sens, bien sûr. Il est vrai que ce sont des sujets qui progressent.

Ce que Marine Berthet évoquait tout à l’heure à juste titre, c’est que plus nous aurons besoin de batteries, plus nous devrons faire attention à notre approvisionnement en métaux stratégiques. On évoque le recyclage, mais il ne paraît pas complètement au point.

Enfin, j’aurais peut-être un désaccord au sujet des réacteurs nucléaires. Effectivement, aujourd’hui – on peut espérer que ce ne soit que momentané – la décarbonation n’est pas suffisante pour tirer vers le haut la consommation d’électricité. On peut donc décider que, plutôt que d’avoir un surplus d’électricité, on arrête un réacteur. Je me permets toutefois de dire que cela ne me paraît rationnel, ni sur le plan économique ni sur le plan technique. D’une part, sur le plan technique, faire redémarrer un réacteur nucléaire est assez long, car ce n’est pas un dispositif très souple,. D’autre part, si, parallèlement, on développe des énergies variables en garantissant un prix d’achat, alors même que l’on met à l’arrêt un réacteur nucléaire déjà amorti – parce qu’il a trente ou quarante ans – et capable de produire une électricité à bas coût, et que, dans le même temps, on compense le prix d’achat pour des acteurs qui envisagent de construire un nouveau parc solaire dont nous n’avons pas réellement besoin à court terme, la logique économique de tout ce processus m’échappe…

En revanche, la question peut se poser de savoir combien de nouveaux réacteurs nucléaires il faut construire, au regard de l’évolution de la consommation d’électricité. Le projet de PPE3 table sur six réacteurs nucléaires dans un premier temps. Dans un deuxième temps, en faudra-t-il encore six ou quatre ? C’est peut-être cela qu’il faudra adapter. À court terme, arrêter une installation amortie qui fonctionne n’est pas une bonne solution.

M. Patrick Chaize, sénateur, rapporteur. –Je vous remercie, cher Daniel Salmon, de ces remarques, car elles confortent ce besoin de suivi régulier visant à adapter les orientations de la politique énergétique.

C’est là tout le sujet. Nous avons besoin de temps long pour mener à bien les projets. On ne décide pas, d’un simple claquement de doigts, d’ouvrir une tranche nucléaire. Il faut une vision stratégique à très long terme.

Cependant, les évolutions technologiques, les changements sociétaux et, sans doute, les évolutions de prix, que vous n’avez pas évoquées mais qui ont une incidence sur la consommation, doivent être intégrés. Le prix de l’électricité aura assurément une incidence sur la consommation et les besoins en énergie. Tout cela appelle un pilotage beaucoup plus fin, ce qui renforce encore la pertinence de ce rendez-vous annuel qui devrait permettre de « recaler » en permanence les deux courbes de l’offre et de la demande.

M. Joël Bruneau, député, rapporteur. – J’ai pris connaissance, il y a quelques semaines, des prévisions relatives à la production et aux niveaux de prix des énergies carbonées, gaz et pétrole, qui sont anticipés à un niveau plutôt bas. Cela réduit d’autant l’incitation à basculer vers l’électricité pour un certain nombre d’usages, notamment industriels.

M. Philippe Bolo, député. – Je souhaite, moi aussi, féliciter les deux rapporteurs pour leur travail, en insistant sur le fait qu’il s’agit d’un travail de l’OPECST et donc d’un travail commun entre l’Assemblée nationale et le Sénat. Jusqu’alors, le Parlement avait réalisé beaucoup de rapports, notamment sur le prix de l’électricité ou sur l’hydroélectricité, une assemblée prenant la suite de l’autre. Les sénateurs commençaient, puis les députés faisaient la copie dans l’autre chambre, ou inversement. Il est donc très positif que nous puissions avoir un rapport commun qui stabilise un certain nombre d’éléments que nous avons constatés les uns et les autres.

Cela ne vous surprendra pas, je vais vous parler du réseau électrique, car, de mon point de vue, il ne peut y avoir de stratégie considérant la production d’un côté et la consommation de l’autre sans lier les deux, à un moment donné, par le réseau électrique. Votre présentation, à la page 28, concerne surtout, selon moi, le réseau de transport et un peu moins le réseau de distribution.

Je voudrais rappeler le rôle clé des autorités organisatrices du service public local de la distribution d'électricité (AODE), nos fameux syndicats d’énergie qui œuvrent notamment dans les territoires ruraux. Avec Stéphane Piednoir, j’ai eu la chance, très récemment, de fêter les cent ans du syndicat d’énergie de Maine-et-Loire, ce qui montre bien que ces structures sont présentes, en place, avec une longue expérience du réseau sur le territoire. Ces syndicats interviennent et investissent sur des sujets clés, en lien avec ce dont vous nous avez parlé. Notamment, ils travaillent sur l’intelligence et la numérisation du réseau pour l’accueil des nouvelles productions locales. Ils installent les infrastructures de recharge pour les véhicules électriques et travaillent également à l’enfouissement des réseaux, pour les rendre résilients face aux aléas climatiques.

Tout cela est très important et a des retombées indirectes non négligeables. La première est l’équité entre les territoires urbains et ruraux en matière de qualité et d’accès à l’électricité. La seconde est un effet de levier : le syndicat d’énergie de Maine-et-Loire a montré que, pour un euro investi sur le réseau via les maîtrises d’ouvrage gérées par le syndicat, les retombées dans les entreprises locales s’élevaient à trois euros.

Ces réseaux et leurs opérateurs sont au cœur des sujets que vous avez traités, par l’intermédiaire des syndicats, d’Enedis et des entreprises locales. Ma question est la suivante. Ces dernières semaines, une idée a émergé : celle du transfert aux départements de la gestion de ces réseaux de distribution, actuellement assurée par les syndicats d’énergie. J’y vois trois inconvénients. Le premier est que les départements n’ont aucune compétence en la matière. Le deuxième est que, de mon point de vue, les départements y voient surtout une opportunité budgétaire, en considérant qu’ils pourraient « capter » le produit des taxes liées à la gestion des réseaux. Si ces ressources servent à financer des politiques qui ne sont pas à l’équilibre, au détriment des réseaux, ce serait très problématique. Une telle évolution concourrait-elle in fine aux objectifs, que nous visons, de simplification et d’efficience du fonctionnement des différentes administrations et institutions départementales ? Je voudrais donc connaître votre analyse de cette perspective d’évolution, qui mettrait à mal les fonctionnalités des syndicats et des réseaux et qui ne permettrait pas de répondre, par ailleurs, à plusieurs de vos recommandations. J’en compte au moins quatre : les recommandations n° 1, 2, 5 et 9.

M. Patrick Chaize, sénateur, rapporteur. – Avant de répondre à cette question, permettez-moi un bref détour personnel. J’ai été pendant plus de vingt-cinq ans directeur d’un syndicat départemental d’énergie. Je rejoins totalement ce que vous venez de dire. Je considère que la gestion de ce type de réseau doit s’effectuer au plus près du terrain, avec une connaissance fine des effets des réseaux sur le terrain, pour pouvoir s’adapter aux nouvelles dispositions, aux nouvelles fonctionnalités et aux nouveaux besoins, comme les bornes de recharge.

J’ai quitté mes fonctions en 2014, lorsque je suis devenu sénateur. Le déploiement des bornes de recharge n’en était qu’à ses débuts : la demande émergeait et les syndicats d’électricité ont su s’adapter pour y répondre. S’ajoutent aussi les questions de résilience, notamment avec l’enterrement des réseaux et les travaux réalisés après les tempêtes et autres intempéries, pour ne citer que ces exemples. Ce serait donc, à mon avis, une aberration que d’aller dans ce sens. Les départements – c’est ma vision et je la sais largement partagée – disposent d’une vision stratégique et « macro », mais ne sont pas structurés pour assurer des missions techniques. D’ailleurs, sauf exception, ils ne disposent pas de services techniques et ce sont le plus souvent des acteurs associés qui prennent en charge les interventions.

Je défendrai bec et ongles l’organisation actuelle. Aujourd’hui, je préside une structure nationale dédiée au numérique et je plaide pour que l’on s’inspire du modèle électrique dans ce domaine, notamment sur la question de la péréquation, qui n’est pas réglée. Cela illustre bien que le système électrique, dans son organisation fonctionnelle entre les collectivités, les exploitants et le niveau national, a fait ses preuves depuis 1946, et même auparavant, puisque certains syndicats ont une centaine d’années d’existence. Il faut maintenir cette organisation et la renforcer.

M. Joël Bruneau, député, rapporteur. – Puisque ce n’est pas le sujet du rapport, nous pouvons nous permettre d’avoir des voix un peu discordantes. Honnêtement, je n’ai pas d’avis définitif sur la question. J’ai été maire pendant dix ans et président d’une communauté urbaine. Je remarque simplement que les syndicats en question ont été créés à l’origine pour l’électrification des campagnes et que cet objectif est largement atteint. Une fois ceci dit, tout est envisageable.

Les objections que vous avez exprimées sont pertinentes, dès lors qu’il s’agirait effectivement de consulter les techniciens, comme nous le faisons par exemple dans une communauté urbaine pour la direction des transports. Si l’idée d’un transfert aux départements doit prospérer, il est impératif que les ressources correspondantes ne soient pas intégrées au budget général afin de préserver leur destination ; on doit raisonner en termes de budget annexe et de taxes affectées. Sinon, vous avez raison : le budget social, par nature difficilement contraint, absorberait immanquablement une partie de ces fonds.

En somme, une évolution pourrait être envisagée, mais à condition de l’accompagner de garde-fous solides, notamment l’inscription des fonds dans un budget bien identifié et étanche par rapport au reste. Autrement, les investissements aujourd’hui réalisés par les syndicats seraient reportés sur d’autres sections budgétaires, non pas en raison d’éventuelles dérives politiques, mais tout simplement parce que les départements, au regard de leur situation financière actuelle, y seraient contraints pour boucler leur budget.

M. David Ros, sénateur, vice-président de l’Office. – Merci à nos deux collègues qui ont utilisé leur « mix énergétique » de compétences pour rédiger ce rapport passionnant.

Mes collègues ont déjà planté bon nombre de banderilles – oui, des banderilles, car je sais que l’un d’eux aime la tauromachie. Je vais donc aborder très rapidement quatre points.

Le premier concerne les centres de données. J’ai été extrêmement intéressé par tout ce qui est écrit à la page 85 – j’y vois un peu la signature de Patrick Chaize sur des travaux qui nous tiennent à cœur – et j’ai donc été un peu déçu de ne pas retrouver ce sujet dans les recommandations. Est-il inclus dans les recommandations n° 7 et n° 9, au titre du débat général ?

Je fais référence aux enjeux liés aux centres de données, déjà évoqués, et notamment au fait que l’intelligence artificielle, dans son état actuel mais aussi avec l’évolution de l’IA générative, engendrera des besoins énergétiques croissants. Nous avons beaucoup de doutes sur la très forte augmentation de ces besoins, même si, a priori, il existe des réserves. Cela interroge également quant à la localisation de ces centres de données au regard du raccordement au réseau de RTE, et quant à l’usage, ou l’absence d’usage, de la chaleur fatale qu’ils produisent. Autant de questions qui relèvent à la fois de l’énergie et de l’aménagement du territoire. Ces sujets pourraient s’inscrire dans un débat plus large, mais je ne savais pas où vous souhaitiez les situer.

Le deuxième point concerne les véhicules électriques. Plusieurs éléments ont été évoqués sur les modalités de recharge et l’usage des batteries. Avez-vous été saisis ou avez-vous porté un regard sur les recherches menées, à une époque, sur des infrastructures de voirie permettant la recharge des véhicules en mouvement ? Ce type de dispositifs, qui pourrait concerner certains axes autoroutiers français, représenterait un avantage énorme dans le cadre de l’évolution du mix énergétique.

La troisième question, déjà évoquée, concerne la recherche. On parle de « la » recherche, mais il s’agit plutôt « des » recherches, tant le domaine est vaste. À ma connaissance, il n’existe pas de vision consolidée d’une planification des différents axes de recherche couvrant l’ensemble du mix énergétique. Au-delà de la recherche elle-même, se pose d’ailleurs la question de la formation. On a vu, avec le temps qui a été nécessaire pour reconstituer une filière de soudeurs qualifiés pour les centrales nucléaires, qu’il faut maintenir et renouveler les compétences en permanence. Cela appelle donc à une réflexion globale sur la recherche et la formation.

J’en viens à un quatrième point : le débat annuel sur l’énergie évoqué dans votre neuvième recommandation.

Avez-vous une idée plus précise de la manière dont il pourrait être organisé ? S’agirait-il d’un débat précédé de travaux dans toutes les commissions ? Je pose cette question, car le sujet peut être abordé sous des angles très différents : aménagement du territoire, recherche, économie, finances ou démocratie. Faut-il envisager un débat préalable en commission avant la tenue d’un débat en séance publique ?

Au-delà de ce que prévoit votre neuvième recommandation, ne serait-il pas opportun de créer une sorte d’observatoire, chargé non seulement d’organiser ce débat, mais aussi d’en assurer le suivi dans la durée et de formuler des recommandations régulières ? En effet, ce sujet irriguera très fortement nos travaux dans les prochaines années. Merci encore pour ce rapport extrêmement instructif.

M. Patrick Chaize, sénateur, rapporteur. – Sur les centres de données, le vrai sujet est que nous ne disposons pas encore d’une vision stabilisée. Je m’explique : au contact des start‑up ou des entreprises actives dans ce domaine, nous constatons que la principale limite au développement de l’intelligence artificielle est aujourd’hui d’ordre environnemental, ce qui inclue bien entendu la dimension énergétique. On voit déjà apparaître des articles de presse indiquant que, dans certains États américains, on a procédé à des opérations de délestage pour réserver la capacité électrique aux centres de données. Cela pose tout de même question.

C’est donc un premier élément du sujet. Par ailleurs, des recherches laissent entrevoir des évolutions technologiques qui permettraient, sans contrôle, de faire fonctionner l’IA non plus sur des GPU – processeurs très énergivores et générant une chaleur fatale importante – mais sur des CPU, ce qui diviserait à peu près par dix les besoins en énergie.

Une fois encore, cela renforce l’idée qu’il est indispensable de suivre de près ces évolutions et d’adapter nos réflexions et notre vision stratégique en conséquence.

Le deuxième élément sur les besoins liés aux centres de calcul concerne la stratégie adoptée par d’autres pays. Aujourd’hui, certains investisseurs américains cherchent à prendre position sur le territoire national en préemptant des entreprises françaises, parce que le coût de notre énergie demeure compétitif à l’échelle mondiale. Leur objectif est clair : pouvoir installer chez nous des centres de calcul qu’ils ne parviennent plus à construire aux États-Unis, faute de capacités énergétiques suffisantes.

Le risque pour nous serait double : nous retrouver contraints nous aussi en termes de production, ou devoir investir pour accroître cette production au bénéfice de centres de calcul dont nous ne tirerions pas un intérêt direct. Il faut vraiment s’interroger.

Pour l’instant, il serait hasardeux d’affirmer : « voilà la stratégie », « voilà ce qu’il faut faire » ou « voilà ce qu’il ne faut pas faire ». Cette incertitude renforce l’intérêt du débat régulier que nous proposons, dont nous n’avons toutefois pas défini la forme. Il est nécessaire d’adopter une approche pragmatique et de bâtir une organisation s’appuyant sur la perception des différents acteurs. Pourquoi ne pas envisager un dispositif de suivi avec un observatoire chargé de tirer des conclusions et de formuler un certain nombre d’éléments d’appréciation plus globaux ?

Enfin, sur la question de la recherche et de la formation, la recherche sur les moyens de production doit être soutenue. Dans le cadre du projet de loi de finances – j’ai la chance d’être rapporteur pour avis des crédits de la recherche avec Stéphane Piednoir –, un effort sera proposé sur ce volet, notamment pour la recherche sur le nucléaire. Toutefois, si nous avançons dans cette direction, vous avez raison de souligner qu’il faut anticiper tous les effets induits, notamment sur la formation et sur les besoins en compétences techniques.

M. Joël Bruneau, député, rapporteur. – Pour aller dans le même sens, j’évoque la Normandie, qui est un territoire très en pointe sur la relance du programme nucléaire et accueille de nombreux projets. Effectivement, les besoins estimés en ingénieurs s’élèvent à 14 000 ou 15 000. Un travail a donc été entrepris dans le cadre d’un partenariat État-région, pour relancer les formations autour de ces métiers, qui avaient été progressivement un peu abandonnées.

Une loi avait confié à l’OPECST l’évaluation de la stratégie de recherche en énergie. Je n’étais pas parlementaire à cette époque. L’élaboration de cette stratégie a été interrompue il y a déjà quatre ou cinq ans. Cela aurait pu constituer une recommandation supplémentaire. Ce point n’a pas été signalé lors des auditions, mais il apparaît clairement qu’une vision plus structurée et stratégique de ce champ de recherche serait nécessaire.

Les expérimentations relatives aux véhicules électriques, par exemple en matière de recharge, ne nous ont pas été présentées. Certains de nos interlocuteurs ont plutôt insisté sur l’insuffisance du déploiement des bornes de recharge, condition essentielle à la mobilité électrique, mais les aspects expérimentaux n’ont pas été abordés.

Le département de l’Orne a mené une autre forme d’expérimentation. Il ne s’agissait pas de recharger des véhicules électriques, mais de faire en sorte que la chaussée produise elle-même de l’électricité. Une production a bien été enregistrée, mais le projet, porté par une grande entreprise, a été abandonné faute de résultats concluants.

Il y a sans doute des pistes à explorer, mais cela plaide, une fois encore, pour l’élaboration d’une stratégie plus ambitieuse et mieux structurée en matière de recherche sur l’énergie, parce que l’énergie est au cœur de tout, au cœur même de nos vies. On parle beaucoup de pouvoir d’achat aujourd’hui. Mais parler de pouvoir d’achat sans parler d’énergie est impossible, l’énergie irrigue l’ensemble de nos activités. Toute amélioration du niveau de vie y est directement liée. Jean-Marc Jancovici l’explique remarquablement bien.

Enfin, un chiffre m’a particulièrement marqué, moi qui suis aussi fils de paysan : un litre d’essence équivaut à une journée de travail de trente-cinq paires de bras. Tout est dit. C’est parce que nous avons bénéficié d’une énergie abondante et peu chère pendant plusieurs décennies que nous avons globalement augmenté notre niveau de vie. En somme, parler d’énergie, c’est parler de vie, tout simplement.

M. Pierre Henriet, député, premier vice-président de l’Office. – Tout d’abord, bravo pour le travail fourni.

Je souhaite revenir sur les interrogations relatives aux conséquences à long terme d’une modulation intensifiée. C’est un point que vous avez détaillé dans le rapport. Alors que la plupart des sujets occupent une demi-page, parfois une page, celui-ci s’étend sur quatre pages, ce qui en montre l’importance. À l’OPECST, nous devons d’ailleurs être très vigilants sur cette question, car elle est évidemment fondamentale pour asseoir la durée de vie de notre parc nucléaire dans un contexte où, au moment de la construction de la plupart de nos réacteurs, le mix énergétique n’était pas encore celui que nous connaissons aujourd’hui.

Des connaissances restent donc à acquérir, notamment au travers d’analyses comparatives portant sur des réacteurs similaires – ou du moins de même génération – implantés dans d’autres pays, dont le mix énergétique diffère du nôtre. La modulation soulève des interrogations, en particulier sur la durabilité de certains matériaux ; les premières études indiquent que le circuit primaire ne serait pas concerné.

Par ailleurs, pour avoir échangé avec plusieurs chercheurs en sciences des matériaux – vous avez notamment interrogé Yves Bréchet sur ce sujet –, il apparaît qu’il n’existe pas encore de corpus de connaissances suffisamment robuste pour se positionner sur cette question.

Nous devrions donc peut-être aussi faire entrer en jeu le principe de précaution. Il trouve pleinement à s’appliquer dans ce cas, même si c’est un peu à rebours de ce que disent ceux qui, d’habitude, en sont les premiers défenseurs. Le principe de précaution, à mon sens, consisterait à réduire autant que possible la modulation de notre parc.

Cela m’amène à la troisième recommandation que vous formulez, relative à la contribution des producteurs d’électricité non pilotable à l’équilibrage du réseau. Le vrai sujet du mix énergétique est là. On parle de mix énergétique, mais quand un seul acteur joue véritablement le rôle de variable d’ajustement, l’équilibre global devient difficilement soutenable. C’est d’ailleurs sur ce point que je souhaite revenir à la sémantique évoquée tout à l’heure par Jean-Luc Fugit. L’intermittence renvoie à une variabilité liée à des conditions environnementales sur lesquelles l’homme n’a pas prise ; la capacité de modulation, en revanche, correspond à une variabilité maîtrisable, ce qui est le cas pour notre parc nucléaire.

Comment envisagez-vous, justement, la mise en œuvre de cette troisième recommandation ? Je ne vois pas vraiment comment les acteurs des énergies renouvelables pourraient contribuer à la modulation, si ce n’est par l’intermédiaire de systèmes de stockage. C’est là que se situent tous les enjeux sous-jacents, liés à leur contribution au réseau et au déploiement, pour que l’on puisse véritablement réaliser ce mix énergétique dans des conditions équitables. Pour l’heure, ce n’est pas le cas. En tout cas, il était important que vous mettiez en avant cet élément indispensable, notamment en vue de la future programmation pluriannuelle de l’énergie.

M. Joël Bruneau, député, rapporteur. – Je commencerai par ce dernier point, relatif aux pointes de production qui pourraient déséquilibrer le réseau. Les Allemands s’acheminent vers de nouveaux types de contrats : d’une part, ils incitent au stockage, mais ils prévoient aussi expressément cette possibilité de modulation dans les clauses contractuelles. C’est d’ailleurs ce que nous a expliqué le Syndicat des énergies renouvelables, qui a cité l’exemple de l’Allemagne, lorsque nous lui avons demandé comment gérer les pointes pour assurer la solidité du réseau.

Certains contrats prévoient désormais des périodes d’effacement. Il ne s’agit pas de variabilité ou de prévisibilité, nous n’allons pas faire de la sémantique ; on prévoit facilement que demain, de telle heure à telle heure, il y aura beaucoup de soleil et que l’on produira beaucoup. Ce que les Allemands mettent en place consiste à dire : « pendant cette période, nous ne voulons pas de votre électricité, vous la conservez. » En contrepartie, la durée du contrat, fixée par exemple à vingt ans à l’origine, est prolongée à due concurrence des périodes pendant lesquelles l’opérateur a été tenu de suspendre sa production. Je ne sais pas comment est gérée, sur le plan technique, l’interruption d’injection sur le réseau, mais il existe des périodes où il est prévu que cette injection ne doit pas avoir lieu.

Cela rejoint finalement le premier sujet : aujourd’hui, c’est notre parc nucléaire qui joue ce rôle de « tampon », en modulant sa production. Il faut être conscient que nous sommes, en cela, atypiques par rapport à nos voisins, car eux modulent avec du gaz. D’ailleurs, il y a quelques jours, j’ai lu que l’Allemagne prévoyait de construire cinq ou six nouvelles centrales à gaz pour assurer la modulation de la production sur le réseau en fonction des conditions climatiques, en complément des énergies éolienne et solaire.

Clairement, la France, compte tenu de son histoire et de l’importance de son parc nucléaire, ne dispose pas de la même souplesse, celle d’une modulation s’appuyant sur des centrales à gaz. Cela soulève effectivement, comme vous l’avez souligné, une problématique, évoquée par plusieurs de nos interlocuteurs : la nécessité de porter une attention particulière aux conséquences de cette modulation sur la durabilité du parc, alors même qu’il serait sans doute dans notre intérêt d’en prolonger l’exploitation. D’ailleurs, un rapport de la Cour des comptes estime que l’entretien du parc nucléaire, soit un coût d’environ 6 milliards d’euros par an, demeure rentable dès lors qu’il permet d’allonger sa durée d’utilisation.

M. Patrick Chaize, sénateur, rapporteur. – L’idéal serait de mettre en place des contrats d’objectifs afin que la courbe de production reste au plus près de la courbe de consommation.

Comme cela a été rappelé tout à l’heure, avec l’intelligence artificielle et les outils désormais disponibles, il devient plus facile d’anticiper les événements et d’améliorer la pertinence de ces moyens de production. C’est certain, et nous avons encore des marges de progression dans ce domaine.

La situation idéale est que la courbe de production épouse au mieux la courbe de consommation. Comment y parvenir ? Tous les moyens sont à considérer. J’ai souvent évoqué cette question : quand on produit avec des énergies renouvelables, il est indispensable de s’interroger sur les moyens de production mobilisables lorsque le soleil ou le vent ne permettent plus d’assurer la continuité de l’approvisionnement.

En mission à Mayotte avec la commission des affaires économiques, j’ai visité le centre de production d’énergie. Le site accueille plusieurs hangars abritant des moteurs diesel alignés, auxquels s’ajoute une centrale photovoltaïque. Pendant la visite, j’ai observé le chef de site qui, à un moment, s’affolait, se précipitait à son pupitre et mettait en route un groupe, en pleine journée. Évidemment, nous l’avons laissé agir. Je lui ai demandé ensuite : « Que se passe-t-il ? » Il m’a répondu : « Un nuage arrive. »

Cette scène illustre de manière saisissante le besoin d’adapter la production à la consommation, parfois de façon très artisanale. Nous pourrions sans doute améliorer ce processus et le rendre un peu plus technique.

M. Daniel Salmon, sénateur. – Je regarde aujourd’hui la consommation d’électricité : la puissance appelée varie de 57 gigawatts pendant la nuit à 74 gigawatts en journée. Par conséquent, nous avons en permanence une fluctuation de la consommation dans ce pays. Plus nous avons de nucléaire, plus celui-ci est obligé de moduler, car, de toute façon, la nuit, il faut qu’il module. Il a été conçu pour cela, parce que la France a décidé de recourir massivement au nucléaire.

La question est effectivement qu’on l’oblige à moduler deux fois dans la journée. Je l’entends parfaitement, comme j’entends la nécessité d’avoir des coûts intégraux. On ne peut pas comparer un mégawattheure ici à un mégawattheure là. Il est clair qu’il faut avoir cette vision ; en juxtaposant du solaire avec des batteries, on arrive à obtenir une capacité de modulation.

Le fait est que, s’il y a bien un domaine où les choses évoluent très vite, c’est celui des batteries. Nous avons divisé le prix des kilowattheures stockés par dix en dix ans. J’espère que beaucoup de progrès seront encore réalisés dans ce domaine, y compris au niveau des matières premières nécessaires pour fabriquer les batteries. Il y a donc vraiment un besoin de lisibilité et de transparence.

Ensuite, il y a des choix politiques. C’est pourquoi RTE avait présenté un certain nombre de scénarios, allant du « 100 % renouvelable » jusqu’à « 50 % de nucléaire ». Il s’agit de choix politiques. Il faut vraiment que nous ayons un choix éclairé et transparent sur ce point. Ce seront les citoyens qui trancheront et, en fin de compte, les votes au Parlement. Il faut vraiment que ce débat ait lieu. Je suis tout à fait d’accord pour que nous avancions en connaissance de cause, en mettant également en regard le prix que coûtera le mégawattheure.

M. Patrick Chaize, sénateur, rapporteur. – Monsieur Salmon, vous ne trouverez pas dans le rapport un endroit qui dise qu’il faut renoncer aux énergies renouvelables. Il y a cependant une réalité technique, une réalité de vie aussi, qui fait que nous devons prendre en compte leurs conséquences. L’exemple de Mayotte est un cas spécifique.

M. Stéphane Piednoir, sénateur, président de l’Office. – Pour conclure ce débat qui nous passionne tous, il est intéressant de noter que votre rapport retrace bien l’historique et la singularité française, comme Joël Bruneau l’a rappelé tout à l’heure.

Ce qui n’a pas été beaucoup dit, c’est que la France a fait un choix il y a cinquante ans. On peut le critiquer, mais c’est en tout cas une réalité. Ce n’est pas un choix qui a été fait par les pays voisins en Europe, ni même ailleurs dans le monde. Cela donne d’ailleurs à la France un rôle singulier d’interconnexion au cœur de l’Europe. Quand il y a des blackouts – nous aurons prochainement les conclusions pour l’Espagne –, le rôle tampon de la France est, à mon sens, essentiel et il faut le préserver.

J’ai eu l’occasion de le dire plusieurs fois ici, à l’Office ou ailleurs : c’est grâce à ce choix français, mais en réalité européen, que l’on peut tamponner des excès de production. L’excédent de production d’électricité n’a de sens que s’il rend service, car s’il s’agit de produire à coût nul, voire à prix négatif, cela pose évidemment problème, parce qu’il y a des coûts derrière. Nous savons que le coût marginal de la production nucléaire est très faible. Comme le disait Patrick Chaize, nous avons intérêt – mais c’est la préoccupation de n’importe quel industriel – à faire tourner notre outil industriel au maximum pour l’optimiser, notamment quand les coûts marginaux sont faibles, plutôt que de moduler. Mais c’est quand même ce qui se passe.

Les craintes sur les réseaux étaient au cœur de la commande de ce rapport, ainsi que les craintes sur la robustesse des centrales nucléaires. EDF produira prochainement un rapport portant spécifiquement sur le circuit secondaire, sujet que vous pointez dans votre rapport. On comprend bien qu’une centrale nucléaire, qui a été conçue pour moduler et pas pour produire à 100 % vingt-quatre heures sur vingt-quatre, n’avait pas été conçue dans les années 1970-1980 pour moduler à 20 % seulement de sa puissance nominale. Le Haut-Commissaire à l’énergie atomique le dit très bien : si l’on arrête complètement un réacteur nucléaire, il faut vingt-quatre heures pour commencer à le relancer – et donc même pas retourner à la pleine puissance. On peut comprendre qu’il ne soit pas fait pour des modulations extrêmes.

Vous avez certainement tous regardé le rapport de Vincent Berger sur l’évolution du mix énergétique. Si l’on continue à envisager une augmentation de l’électrification des usages, qui n’est aujourd’hui pas au rendez-vous, c’est ce qui pourrait se passer.

Nous risquons de devoir mettre à l’arrêt plusieurs réacteurs nucléaires. C’est un contresens. Je sais que nous ne sommes pas tous d’accord sur ce point, mais c’est un contresens. Quand on calcule le coût de production pour l’éolien ou le photovoltaïque – ce qui est une question relevant plutôt des commissions des affaires économiques –, il faudrait presque faire une péréquation sur la base du fait qu’on a permis à l’éolien et au photovoltaïque de produire à un moment donné de la journée qui était favorable et parce que le nucléaire s’est effacé. Il y a quelque chose qui n’apparaît pas dans les livres comptables, c’est la charge que supporte le parc électronucléaire pour permettre à d’autres systèmes de produire. Cela n’est pas totalement quantifiable, j’en ai bien conscience. On peut définir un modèle, mais il y existe un coût induit sur le réacteur qui résulte du fait qu’au lieu de produire à 100 %, et donc, facialement, de diminuer le coût moyen de production puisque le coût marginal est faible, le réacteur est retiré des moyens appelés et permet à d’autres de produire. C’est un sujet que nous pourrions examiner dans le cadre du débat annuel que vous préconisez.

La PPE, évidemment, nous la réclamons tous. Le Gouvernement a indiqué qu’elle a été mise « sur le haut de la pile » de ses dossiers à traiter. On ne sait pas de quelle pile il s’agit et on n’a actuellement aucune visibilité. Or, il faut une implication du Parlement. Les palabres, c’est sympathique, mais il faut du concret à un moment donné.

Un mot pour finir sur la nécessaire électrification des usages. On voit que, pour la décarbonation – ou la « défossilisation », pour reprendre un terme cher à Jean-Luc Fugit –, l’objectif est de supprimer les usages reposant sur les énergies fossiles. Pour cela, nous devons agir sur la mobilité et sur les industries.

Concernant les industries, un enseignement que nous avons tiré en visitant récemment le salon nucléaire international WNE est que les SMR et les AMR se réorientent massivement vers la production de chaleur, car c’est là que l’on a le meilleur rendement. Une centrale nucléaire produit de la chaleur avant de produire de l’électricité ; il y a un facteur de conversion entre les deux. Sur la chaleur, il y a vraiment un excellent rendement. Or les industries lourdes sont très demandeuses de chaleur, avant d’être demandeuses d’électricité. C’est donc un sujet d’espoir.

Je mets maintenant aux voix le projet de rapport présenté par Joël Bruneau et Patrick Chaize. Y a-t-il des oppositions à l’adoption de ce rapport ? des abstentions ? Je n’en vois pas. Il est donc adopté à l’unanimité.

L’Office adopte à l’unanimité le rapport sur « les impacts technologiques de l’évolution du mix énergétique et ses conséquences sur l’outil industriel et les réseaux » et autorise sa publication.

[2] Scheurer, Fernand. « Histoire des centrales thermiques de 1946 à 1980 ». Bulletin d’histoire de l’électricité n° 10, décembre 1987. https://doi.org/10.3406/helec.1987.1026 (NB : Fernand Scheurer était alors contrôleur général honoraire d’Électricité de France).

[3] Varaschin, Denis. « Légendes d’un siècle : cent ans de politique hydroélectrique française ». Annales des Mines/Réalités industrielles, août 1998. https://www.annales.org/ri/1998/ri08-98/027-033 %20Varaschin_027-033 %20Varaschin.pdf.

[4] Seyer, Claude. « L'évolution de la consommation et de la production des différentes sources d'énergie en France entre 1970 et 1980 ». Revue Géographique de l’Est 20, nos. 1–2 (1980). https://doi.org/10.3406/rgest.1980.2376.

[5] Graphique établi à partir des séries longues du Service des données et des études statistiques (SDES) du Ministère de la Transition écologique et de la cohésion des territoires.

[6] Graphique établi à partir des séries longues du Service des données et des études statistiques (SDES) du Ministère de la Transition écologique et de la cohésion des territoires.

[7] Scheurer, Fernand. « Histoire des centrales thermiques de 1946 à 1980 ». Bulletin d’histoire de l’électricité, n° 10, décembre 1987. https://doi.org/10.3406/helec.1987.1026.

[8] Troisième plan de modernisation et d’équipement (1958-1961) adopté en 1959, Commissariat au Plan.

[9] SFEN. « Le plan Messmer : retour aux sources du parc électronucléaire français ». SFEN, 28 octobre 2024. https://www.sfen.org/rgn/le-plan-messmer-retour-aux-sources-du-parc-electronucleaire-francais/

[10] Boiteux, Marcel. « Le programme électronucléaire : EDF et ses choix industriels », in Beltran, Alain, Bouneau, Christophe, Bouvier, Yves, Varaschin, Denis & Williot, Jean-Pierre. État et énergie XIXe-XXe siècle, Institut de la gestion publique et du développement économique, Comité pour l’histoire économique et financière de la France, p. 407-418, 2009.

[11] Percebois, Jacques. Économie de l’énergie. Ed. ECONOMICA, Coll. « Bibliothèque des matières premières », p. 61 sqq. 1989.

[12] In Beltran, Alain. « La politique énergétique de la France au XXe siècle : une construction historique ». Annales des Mines/Réalités industrielles, août 1998. https://www.annales.org/ri/1998/ri08-98/Beltran_006-010.pdf

[13] Les importations nettes d’énergie primaire se déduisent, au signe près, de la différence entre la production nationale et la consommation, soit encore de la courbe orangée sur la figure 3 (les pertes étant négligeables).

[14] Le taux d’indépendance énergétique est le rapport entre la production et la consommation d’énergie primaire sur le territoire ; la consommation correspond à la demande intérieure.

[15] Graphique établi à partir des séries longues du Service des données et des études statistiques (SDES) du Ministère de la Transition écologique et de la Cohésion des territoires.

[16] Carle, Rémy. « L’électricité nucléaire, une réalité du vingtième… et du vingt-et-unième siècles ». Annales des Mines/Réalités industrielles, août 1998. https://annales.org/ri/1998/ri08-98/Carle.pdf.

[17] Scherrer, Sylvie. « L’électricité ». Annales des Mines/Réalités industrielles, août 2006.

[18] Paquel, Véronique. « Le gaz naturel en France : les principaux résultats en 2005 ». Annales des Mines/Réalités industrielles, août 2006.

[19] Varet, Jacques. « Les énergies nouvelles ». Conférence publique à Nancy, sur fonds propres du Bureau de Recherches Géologiques et Minières, janvier 1978.

[21] Graphique réalisé à partir des données de Réseau de transport d’électricité (RTE) entre 2007 et 2024. Pour le nucléaire, les données sont issues de la World Nuclear Association (WNA) ente 1970 et 2006, et extrapolées entre 1960 et 1968. Pour l’hydraulique, les données entre 1960 et 2006 sont extraites d’un rapport de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) publié en 2020. Pour le thermique fossile, les données sont issues de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) entre 1980 et 2006, et extrapolées à partir du Bulletin de l’histoire de l’électricité entre 1960 et 1979. Pour l’éolien, les données sont extraites d’un graphique avec chiffres du ministère de la Transition écologique et de la cohésion des territoires (MTEC) entre 2001 et 2006, et extrapolées entre 1960 et 2000. Les données du photovoltaïque et du thermique renouvelable sont extrapolées de 1960 à 2006, en concordance avec les données du MTEC.

[22] Scheurer, Fernand. « Histoire des centrales thermiques de 1946 à 1980 ». Bulletin d’histoire de l’électricité n° 10, décembre 1987. https://doi.org/10.3406/helec.1987.1026.

[23] Audition de Christophe Bouneau, historien de l’énergie et des réseaux.

[24] Réseau de transport d’Électricité – Centre National d’Expertise Réseau (RTE-CNER).

[25] Beltran, Alain. « Gaz de France et le secteur gazier depuis 1946 ». Flux, avril-juin 1992.

[26] Beltran, Alain. « Gaz de France et le secteur gazier depuis 1946 ». Flux, avril-juin 1992.

[27] Bouneau, Christophe et al. « Réseaux de transport et réseaux d’énergie : qui doit prendre en charge le(s) territoire(s) ? ». Annales des Mines/Responsabilité et environnement n° 74, avril 2014.

[28] Ministère de la transition écologique et de la cohésion des territoires.

[29] Scheurer, Fernand. « Histoire des centrales thermiques de 1946 à 1980 ». Bulletin d’histoire de l’électricité n° 10, décembre 1987. https://doi.org/10.3406/helec.1987.1026.

[30] Alain Chatillon, Réindustrialisons la France. Rapport d’information sur la désindustrialisation des territoires, Sénat n° 403 (2010-2011). https://www.senat.fr/rap/r10-403/r10-4031.pdf.

[31] Audition de Christophe Bouneau.

[32] Graphique établi à partir des séries longues du Service des données et des études statistiques (SDES) du Ministère de la transition écologique et de la cohésion des territoires.

[33] Percebois, Jacques. Économie de l’énergie. Ed. ECONOMICA, Coll. « Bibliothèque des matières premières ». 1989.

[34] Paquel, Véronique. « Le gaz naturel en France : les principaux résultats en 2005 ». Annales des Mines/Réalités industrielles, août 2006. https://www.annales.org/ri/2006/aout/autres.pdf.

[35] Scherrer, Sylvie. « L’électricité ». Annales des Mines/Réalités industrielles, août 2006. https://www.annales.org/ri/2006/aout/autres.pdf.

[36] Paul Mentré, ancien délégué général à l’énergie. Intervention pour le colloque sur les grandes décisions de politique industrielle (IDHI), 4 mai 1990.

[37] Jean Bergougnoux. Cité dans un article de L’Express du 9 octobre 1987.

[38] Graphique établi à partir des séries longues du Service des données et des études statistiques (SDES) du ministère de la transition écologique et de la cohésion des territoires.

[39] Briand, Antonin, et Oparowski, Sébastien. Les dépenses des Français en électricité depuis 1960. Insee, coll. « Insee Première », n° 1746, avril 2019. https://www.insee.fr/fr/statistiques/4267694.

[42] Paquel, Véronique. « Le gaz naturel en France : les principaux résultats en 2005 ». Annales des Mines/Réalités industrielles, août 2006. https://www.annales.org/ri/2006/aout/autres.pdf.

[43] Briand, Antonin, et Oparowski, Sébastien. « Les dépenses des Français en électricité depuis 1960 ». Insee, coll. « Insee Première », n° 1746, avril 2019. https://www.insee.fr/fr/statistiques/4267694.

[44] Intercommunalités de France - Enedis, Raccordement des énergies renouvelables électriques : guide pratique à destination des intercommunalités, 2024.

[45] Kankiewicz, et al., Observed Impacts of Transient Clouds on Utility Scale PV Fields, American Solar Energy Society, 2010.

[46] Dans un document de l’agence britannique National Energy System Operator, intitulé Response Energy Payment Analysis, le coût marginal de production est considéré comme fortement négatif lorsque l’on prend en compte les coûts très élevés des arrêts et redémarrages de tranche.

[47] J.P. Millot et Y. Wilmart, NUCLEX 78, Implementation of a PWR grey-rod control system to meet the French network requirements, octobre 1978. https://inis.iaea.org/records/jnzc3-6ms46

[48] H. Weidinger, Zr-alloys, The nuclear material for water reactor fuel. A survey and update with focus on fuel for pressurized water reactor systems, 2008. https://www.osti.gov/etdeweb/biblio/21064716.

[49] B. Gautier, J.P. Stora, « Load follow operation in EDF power plants and fuel behaviour evaluation », IAEA-IWGFPT specialists' meeting on power ramping and cycling behaviour of water reactor fuel. Summary report, pp. 214‑220. juin 1983. https://inis.iaea.org/records/kxh8h-d2021

[50] OECD, Nuclear Energy Agency, Technical and Economic Aspects of Load-Following with Nuclear Power Plants, OECD Publishing, 2011. www.oecd-nea.org/ndd/reports/2011/load-following-npp.pdf.

[51] L. Bodini, Préconditionnement des valeurs de référence des Réacteurs à Eau Pressurisée 900 MW, 1998. https://pepite-depot.univ-lille.fr/LIBRE/Th_Num/1998/50376-1998-417.pdf.

[52] S. Feutry et A. Herzog, Électricité de France: The Contribution of French Nuclear Fleet to the Flexibility of the Electric System, Programme NICE Future (IEA), 2019. www.nice-future.org/docs/nicefuturelibraries/default-document-library/france.pdf.

[53] Christian Bataille et Claude Birraux, Rapport sur la durée de vie des centrales nucléaires et les nouveaux types de réacteurs, Assemblée nationale n° 832 (12ème législature) - Sénat n° 290 (2002-2003). https://www.vie-publique.fr/rapport/26158-rapport-sur-la-duree-de-vie-des-centrales-nucleaires-et-les-nouveaux-typ.

[54] J. Persson et al., Additional Costs for Loadfollowing Nuclear Power Plants Experiences from Swedish, Finnish, German, and French nuclear power plants, Elforsk, 2012. https://energiforskmedia.blob.core.windows.net/media/21094/additional-costs-for-load-following-nuclear-power-plants-elforskrapport-12-71.pdf.

[55] Sustainable Nuclear Energy Technology Platform (SNETP), Nuclear Energy Factsheets - Load following capabilities of Nuclear Power Plants, 2020. https://snetp.eu/wp-content/uploads/2020/05/SNETP-Factsheet-7-Load-following-capabilities-of-nuclear-power-plants.pdf

[56] AIEA, Non-baseload Operation in Nuclear Power Plants: Load Following and Frequency Control Modes of Flexible Operation, avril 2018. https://www.iaea.org/fr/node/281368.

[57] OECD, Nuclear Energy Agency, Technical and Economic Aspects of Load-Following with Nuclear Power Plants, OECD Publishing, 2011. www.oecd-nea.org/ndd/reports/2011/load-following-npp.pdf.

[58] R. Grünwald et C. Caviezel, Lastfolgefähigkeit deutscher Kernkraftwerke, Büro für Technikfolgen‑Abschätzung beim Deutschen Bundestag, 2017.

[59] La loi allemande sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017) maintenait une priorité d’injection de l’électricité issue d’énergies renouvelables, tempérée par la loi sur l’accélération du développement des réseaux de 2019 (NABEG 2019), voir : M. Wagenhäuser, Le statut prioritaire de l’électricité renouvelable en France et en Allemagne, OFATE, décembre 2019.

[62] Cédric Philibert et Arthur de Lassus, La dimension stratégique de la flexibilité des systèmes électriques : opportunités en Europe, IFRI, coll. « Études de l’IFRI », 30 avril 2025, p. 11.

[63] RTE, Baromètre de la flexibilité de consommation d’électricité, 16 octobre 2024.

[64] Huguette Tiegna et Stéphane Piednoir, Rapport sur les scénarios technologiques permettant d’atteindre l’objectif d’un arrêt de la commercialisation des véhicules thermiques en 2040, Assemblée nationale n° 1766 (15ème législature) – Sénat n° 380 (2018-2019), p. 80.

[66] Décret n° 2020-887 du 20 juillet 2020 relatif au système d’automatisation et de contrôle des bâtiments non résidentiels et à la régulation automatique de la chaleur, complété par le décret n° 2023-259 du 7 avril 2023 relatif aux systèmes d’automatisation et de contrôle des bâtiments tertiaires.

[67] Hydrogen Infrastructure: The Recipe for a Hydrogen Grid Plan, Hydrogen Europe, octobre 2024.

[68] Données INSEE, Consommation d’énergie dans l’industrie en 2023 (5 février 2025) (https://www.insee.fr/fr/statistiques/8346684?sommaire=7667330).

[69] Ministère de la transition écologique et de la cohésion des territoires. Chiffres clés de l’énergie, édition 2024.

[70] Vincent Aussilloux, Philippe Frocrain, Rémi Lallement, Guilhem Tabarly, Mohamed Harfi, Note de synthèse : Les politiques industrielles en France. Évolutions et comparaisons internationales, France Stratégie (décembre 2020).

[71] Direction générale des entreprises. L’action de l’État en faveur de la décarbonation de l’industrie. coll. « Les Thémas de la DGE » (mars 2023).

[72] Données INSEE. Consommation d’énergie dans l’industrie en 2023, op.cit.

[73] Ministère de la transition écologique et solidaire. Stratégie nationale bas-carbone. La transition écologique et solidaire vers la neutralité carbone, mars 2020.

[75] Données INSEE, Consommation d’énergie dans l’industrie en 2023, op.cit.

[76] Observatoire des territoires (2018). L’industrie dans les territoires français : après l’érosion, quel rebond ?

[77] ADEME (février 2025). Décarboner l'industrie, enjeux et défis.

[78] M. Fatih Birol, directeur exécutif de l’AIE, a ainsi rappelé que le prix du gaz naturel en Europe était cinq fois plus élevé qu’aux États-Unis, à l’occasion du colloque de l’Union française de l’électricité le mardi 10 décembre 2024.

[79] Données INSEE, Consommation d’énergie dans l’industrie en 2023, 05/02/2025

[80] Connaissance des énergies (12 février 2025). « Qui sont les entreprises électro-intensives ? » www.connaissancedesenergies.org/questions-et-reponses-energies/qui-sont-les-electro-intensifs

[81] Philippe Bolo et Maxime Laisney, Rapport d’nformation sur le prix de l’électricité, la compétitivité des entreprises et l’action de l’État, Assemblée nationale n° 1902 (17ème législature). www.assemblee-nationale.fr/dyn/17/rapports/cion-eco/l17b1902_rapport-information.

[82] MinéralInfo, « Les enjeux de la production d’aluminium bas-carbone », 10 mars 2023. https://www.mineralinfo.fr/fr/ecomine/enjeux-de-production-daluminium-bas-carbone

[83] Jérôme Cristiani, « Souveraineté industrielle et énergétique : le cas exemplaire de l'aluminium français », Entretien avec Didier Julienne. La Tribune, 20 août 2022. https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/industrie-lourde/souverainete-industrielle-et-energetique-le-cas-exemplaire-de-l-aluminium-francais-928225.html

[84] Deniau, K (26 juin 2023). « En Savoie, Trimet France signe un contrat de long-terme avec EDF pour sécuriser sa production d’aluminium ». L’Usine Nouvelle. https://www.usinenouvelle.com/article/en-savoie-trimet-france-signe-un-contrat-de-long-terme-avec-edf-pour-securiser-sa-production-d-aluminium.N2146482

[85] Bonnefous, Bastien. « À Dunkerque, dans la plus grande fonderie d’Europe, l’aluminium doit prendre le virage de la transition énergétique ». Le Monde. 22 mars 2024.
https://www.lemonde.fr/economie/article/2024/03/22/a-dunkerque-la-decarbonation-sous-contraintes-de-l-aluminium_6223362_3234.html.

[86] Philippe Bolo et Maxime Laisney, op. cit.

[88] Xavier Roseren, Rapport d'information sur l’évaluation de la compensation carbone et du système d’échanges de quotas d’émission à l’aune de la mise en œuvre du mécanisme d’ajustement carbone aux frontières, Assemblée nationale, n° 2725 (16ème législature).
www.assemblee-nationale.fr/dyn/16/rapports/cion_fin/l16b2725_rapport-information.

[89] Schmitt, F. (13 mai 2025). « Climat : la France pose ses conditions à Bruxelles ». Les Échos. https://www.lesechos.fr/monde/europe/climat-la-france-pose-ses-conditions-a-bruxelles-2164946.

[90] RTE, Bilan électrique 2024, août 2025.

[91] Alexandre Sabatou, Patrick Chaize et Corinne Narassiguin, ChatGPT, et après ? Bilan et perspectives de l'intelligence artificielle. Rapport sur les nouveaux développements de l'intelligence artificielle, Assemblée nationale n° 642 (17ème législature), Sénat n° 170 (2024-2025). https://www.assemblee-nationale.fr/dyn/17/rapports/ots/l17b0642_rapport-information).

[92] IEA, Energy and AI, World Energy Outlook Special Report, 2025.

[93] The Shift Project, Intelligence artificielle, données, calculs : quelles infrastructures dans un monde décarboné ? octobre 2025.

[94] La PPE 2016-2023 estime ainsi à 18 Mtep la consommation totale de chaleur dans l’industrie en 2013, soit la moitié de la consommation brute d’énergie de l’industrie (35,6 Mtep), en incluant les matières premières, selon l’INSEE (Consommation d’énergie dans l’industrie en 2023, op.cit.).

[95] La PPE 2016-2013 précise la répartition des sources de production de chaleur : les énergies fossiles y comptent pour 78,5 % (dont 44,5 % pour le gaz, 23 % pour le charbon et 11 % pour le pétrole), les énergies renouvelables pour 10,5 % et l’électricité pour 11 %.

[96] Legueltel, Philippe. « “On a connu des jours meilleurs” : chahutée, l'industrie du verre se décarbone à pas comptés ». Les Échos. 16/06/25 https://www.lesechos.fr/pme-regions/actualite-pme/on-a-connu-des-jours-meilleurs-chahutee-lindustrie-du-verre-se-decarbone-a-pas-comptes-2170913.

[98] Daniel Salmon, Rapport d’information sur la méthanisation dans le mix énergétique : enjeux et impacts, Sénat n° 872 (2020-2021).

[99] Dupin, L (29 octobre 2025). [Décryptage] « Quelle est la puissance réelle de l’EPR de Flamanville 3 ? », Revue Générale Nucléaire. https://www.sfen.org/rgn/decryptage-quelle-est-la-puissance-reelle-de-lepr-de-flamanville-3/

[100] Olga Givernet et Stéphane Piednoir, Rapport sur le développement des réacteurs nucléaires innovants en France, Assemblée nationale n° 1997 (16ème législature) – Sénat n° 217 (2023-2024).

[101] Thomas Gassilloud et Stéphane Piednoir, Rapport sur l’énergie nucléaire du futur et les conséquences de l'abandon du projet de réacteur nucléaire de 4e génération « Astrid », Assemblée nationale n° 4331 (15ème législature) – Sénat n° 758 (2020-2021).

[103] Barbaux, A (9 septembre 2025). « En redressement judiciaire, la start-up du nucléaire Naarea ne change rien à son modèle afin de rassurer les investisseurs… pour l’instant. » L’Usine Nouvelle. https://www.usinenouvelle.com/article/en-redressement-judiciaire-la-start-up-du-nucleaire-naarea-ne-change-rien-a-son-modele-afin-de-rassurer-les-investisseurs-pour-l-instant.N2237346

[104] Boix, M. et Patisson, F. (7 novembre 2023). « Les solutions pour fabriquer un acier plus vert ». Polytechnique insights. https://www.polytechnique-insights.com/tribunes/science/les-solutions-pour-fabriquer-un-acier-plus-vert.

[105] Zenon Research (27 juin 2023). « Décarboner la production de l’acier : le problème des actifs échoués ». https://www.zenon.ngo/insights/decarboner-production-acier-probleme-actifs-echoues.

[106] IEA (8 octobre 2020). Iron and Steel Technology Roadmap.

[107] Gérardin, M. et Ferrière, S. (janvier 2025). France Stratégie, Note d’analyse n°149 : Décarbonation de l’acier et des métaux de base : envoyons les bons signaux.

[108] IEA (8 octobre 2020). Iron and Steel Technology Roadmap.

[109] Zenon Research (27 juin 2023). « Décarboner la production de l’acier : le problème des actifs échoués ». https://www.zenon.ngo/insights/decarboner-production-acier-probleme-actifs-echoues.

[111] Perrin d’Arloz, F. (27 mars 2024). « Plasturgie et décarbonation : mode d’emploi ». L’Usine Nouvelle. https://www.usinenouvelle.com/article/plasturgie-et-decarbonation-mode-d-emploi.N2210486.

[112] Keefer, C. (Animateur). (6 octobre 2025). “Handling the Heat” [podcast audio]. Decouple. https://open.spotify.com/episode/2tHtTFbBnTToMhNcRrTqjx.

[113] Houry, B. (14 mai 2025). « Plastique sans carbone fossile : Wood va concevoir l’usine à 1,5 milliard d’euros de Vioneo ». L’Usine Nouvelle. https://www.usinenouvelle.com/article/plastique-sans-carbone-fossile-wood-va-concevoir-l-usine-a-1-5-milliard-d-euros-de-vioneo.N2231987.

[114] Académie des Sciences (9 avril 2024). L’hydrogène aujourd’hui et demain.

[115] Cottineau, J. (17 novembre 2025). « C'est une première mondiale : Air Liquide se dote d'une unité de craquage d’ammoniac pour de l’hydrogène bas carbone à Anvers ». L’Usine Nouvelle.

[116] Ministère de la transition écologique et solidaire. Stratégie nationale bas-carbone. La transition écologique et solidaire vers la neutralité carbone, mars 2020.

[117] Le GIEC considère le CCS comme une option pour réduire les émissions industrielles au paragraphe B.6.3 de la Synthèse pour les décideurs. IPCC, 2023: Summary for Policymakers. In: Climate Change 2023: Synthesis Report. Contribution of Working Groups I, II and III to the Sixth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [Core Writing Team, H. Lee and J. Romero (eds.)]. IPCC, Geneva, Switzerland, pp. 1-34, doi: 10.59327/IPCC/AR6-9789291691647.001.

[118] IEA (2023). Net Zero Roadmap. A global pathway to keep the 1.5 °C goal in reach.

[119] Règlement (UE) 2024/1735 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 relatif à l’établissement d’un cadre de mesures en vue de renforcer l’écosystème européen de la fabrication de produits de technologie «zéro net» et modifiant le règlement (UE) 2018/1724.

[120] Ministère de l’économie, des finances et de la souveraineté industrielle et numérique. (juillet 2024). État des lieux et perspectives de déploiement du CCUS en France.

[122] Delprat-Jannaud, F. « La capture et le stockage du carbone, comment ça marche ? ». The Conversation. https://theconversation.com/la-capture-et-le-stockage-du-carbone-comment-ca-marche-192673 (23 octobre 2022).

[123] World Resources Institute. Climate Watch Historical GHG Emissions (https://www.climatewatchdata.org/ghg-emissions) (septembre 2025).

[124] Axens et IFPEN (14 mars 2024), « Procédé DMX™ de captage de CO2 à Dunkerque : succès pour la démonstration ! ». Communiqué de presse. https://www.ifpenergiesnouvelles.fr/article/procede-dmxtm-captage-co2-dunkerque-succes-demonstration.

[126] La France a ratifié le 24 juin 2025 l’amendement à l'article 6 du Protocole de Londres de 1996 à la Convention de 1972 sur la prévention de la pollution des mers résultant de l'immersion de déchets et autres matières.

[127] ADEME (juin 2025). Estimation des capacités de stockage géologique de CO2 en France métropolitaine.

[128] ADEME (septembre 2021). Avis expert. Valorisation du CO2 - Quels bénéfices ? Sous quelles conditions ?

[129] Maxime Laisney et Stéphane Piednoir, Note scientifique de l’Office n° 48 – La géoingénierie, octobre 2025, Assemblée nationale n° 1970 (17ème législature) – Sénat n° 43 (2025-20226).

[130] Conseil Européen, décembre 2024, « Comment l'UE rend l'énergie plus verte
(https://www.consilium.europa.eu/fr/policies/how-the-eu-is-greening-energy).

[131] Ministère de l’Enseignement supérieur et de la Recherche (MESR), 30 octobre 2023, « Fit for 55 : adoption des nouveaux objectifs climat-énergie européens pour 2030 » (https://www.horizon-europe.gouv.fr/fit-55-adoption-des-nouveaux-objectifs-climat-energie-europeens-pour-2030-36213).

[132] Ministère pour la Transition écologique et le Défi démographique, novembre 2020, Stratégie à long terme pour une économie espagnole moderne, compétitive et climatiquement neutre en 2050 (https://ec.europa.eu/clima/sites/lts/lts_es_es.pdf).

[136] Ministère de l’Enseignement supérieur et de la Recherche (MESR), 30 octobre 2023, « Fit for 55 : adoption des nouveaux objectifs climat-énergie européens pour 2030 » (https://www.horizon-europe.gouv.fr/fit-55-adoption-des-nouveaux-objectifs-climat-energie-europeens-pour-2030-36213).

[137] International Energy Agency, Integrating Solar and Wind, 18 septembre 2024, (https://www.iea.org/reports/integrating-solar-and-wind).

[139] Haut-Commissariat à la Stratégie et au Plan, 24 janvier 2025, « Trois ans après, l'Energiewende sur le point d'échouer ? » (https://www.strategie-plan.gouv.fr/trois-ans-apres-lenergiewende-sur-le-point-dechouer).

[140] Haut-Commissariat à la Stratégie et au Plan, 24 janvier 2025, « Trois ans après, l'Energiewende sur le point d'échouer ? » (op.cit.)

[141] SFEN, « Allemagne : l’avenir de l’Energiewende dans l’accord de coalition du nouveau gouvernement », 19 décembre 2013, (https://www.sfen.org/rgn/allemagne-avenir-energiewende-accord-coalition-gouvernement/).

[142] Ross Beveridge et Kristine Kern, « The Energiewende in Germany: Background, Developments and Future Challenges », Renewable Energy Law and Policy Review, Vol. 4, No. 1, Special issue: Energy grids and infrastructure (2013), janvier 2013 (https://www.jstor.org/stable/24324649).

[143] EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

[144] Allemagne Énergies, « Allemagne : les chiffres clés de l’énergie en 2024 », 5 janvier 2025 (https://allemagne-energies.com/tag/securite-dapprovisionnement/).

[145] Allemagne Énergies, « Allemagne : les chiffres clés de l’énergie en 2024 », op.cit.

[146] Audition de Nouredine Hadjsaid.

[147] Gwénaëlle Deboutte, « 320 milliards d'euros de budget, 16800 kilomètres de nouvelles lignes... L'immense chantier de la refonte du réseau électrique en Allemagne », L’Usine Nouvelle, 21 octobre 2025, (https://www.usinenouvelle.com/article/320-milliards-d-euros-de-budget-16800-kilometres-de-nouvelles-lignes-l-immense-chantier-de-la-refonte-du-reseau-electrique-en-allemagne.N2236796).

[152] Instituto Sindical de Trabajo (ISTAS), Public funding for green energy in a context of crisis - Spain, 2012, (https://istas.net/descargas/5_Country%20report%20Spain.pdf).

[153] Jonathan House et David Román, « Spain Jobless Crisis Deepens », The Wall Street Journal, 28 avril 2012, (https://www.wsj.com/articles/SB10001424052702304811304577369253280172124).

[155] Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030, 20 janvier 2020
(https://www.miteco.gob.es/content/dam/miteco/images/es/pnieccompleto_tcm30-508410.pdf).

[156] EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

[157] « DISPOSICIONES GENERALES. 7843. Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista », Boletín Oficial Del Estado, 14 mai 2022, (https://www.boe.es/boe/dias/2022/05/14/pdfs/BOE-A-2022-7843.pdf).

[158] EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

[159] EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

[160] Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Estrategia de descarbonizacion a largo plazo 2050, novembre 2020 (https://ec.europa.eu/clima/sites/lts/lts_es_es.pdf).

[161] Revue de l’Énergie, « Regards sur l’Espagne », n° 664, septembre-octobre 2022, (https://www.larevuedelenergie.com/wp-content/uploads/2023/02/664-Regards-Espagne.pdf).

[162] EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

[164] National Laboratory for Sustainable Energy, Using the IEA ETSAP modelling tools for Denmark, 2008, (https://www.osti.gov/etdeweb/servlets/purl/946189).

[165] Agence danoise de l’Énergie, Note d'information. Hypothèses d’analyse pour Energinet 2024 – Capacité thermique, grandes pompes à chaleur, etc., octobre 2024 (https://ens.dk/media/4366/download).

[166] EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

[167] Ministre du Climat et de l’Énergie, Klimahandlingsplan 2020, décembre 2020
(https://www.kefm.dk/Media/F/5/Klimahandlingsplan%202020a.pdf).

[168] Ministre du Climat et de l’Énergie, Regeringens strategi for Power-to-X, décembre 2021, (https://www.kefm.dk/Media/637751860733099677/Regeringens%20strategi%20for%20Power-to-X.pdf).

[169] Université de Copenhague, « The Danish Model for Citizen Engagement in the Renewable energy Transition » (https://anthropology.ku.dk/research/research-projects/current-projects/dart/).

[170] EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

[171] OECD Nuclear Energy Agency, Nuclear Legislation in OECD and NEA Countries. Regulatory and Institutional Framework for Nuclear Activities. Denmark, 2015
(https://www.oecd-nea.org/upload/docs/application/pdf/2024-10/denmark_2015_en.pdf).

[172] OECD, The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables, janvier 2019 (https://www.oecd.org/en/publications/the-costs-of-decarbonisation_9789264312180-en.html).

[173] Chloé Le Coq, Anna Rita Bennato, Daniel Duma, Ewa Lazarczyk Carlson, Flexibility in the energy sector, Centre on Regulation in Europe, mai 2025 (https://cerre.eu/publications/flexibility-in-the-energy-sector).

[174] Direction générale du Trésor, « Le secteur de l’électricité en Suède », janvier 2023 (https://www.tresor.economie.gouv.fr/Articles/2023/01/18/le-secteur-de-l-electricite-en-suede).

[175] Regeringskanslilet - Ministry of Environment, Sweden First National Report under the Convention on Nuclear Safety, 1998 (https://www.nrc.gov/docs/ML1231/ML12310A431.pdf).

[177] Ces développements s’appuient sur les propos de Julien Grosjean, conseiller régional Développement durable et énergie à l’ambassade de France à Stockholm, lors de l’audition du 2 septembre 2025.

[179] Torodd Jensen, Kjell Erik Stensby, Inge H. Vognild et John E. Brittain, Hydropower development in Norway 1945-1990, NVE, juin 2023 (https://publikasjoner.nve.no/rapport/2023/rapport2023_14.pdf).

[181] Norwegian Radiation and Nuclear Safety Authority (DSA), « Research reactors and nuclear facilities in Norway », mars 2021 (https://www.dsa.no/en/nuclear-safety-and-nuclear-power/research-reactors-and-nuclear-facilities-in-norway).

[182] The 2050 Climate Change Committee, The transition to low emissions. Climate policy choices towards 2050, octobre 2023 (https://files.nettsteder.regjeringen.no/wpuploads01/sites/479/2024/02/The-2050-ClimateChangeCommittee-ENDELIG.pdf).

[183] Ministry of Climate and Environment, Act relating to Norway's climate targets (Climate Change Act), janvier 2018 (https://lovdata.no/dokument/NLE/lov/2017-06-16-60) modifiée par Act on amendments to the Climate Act (Climate Targets for 2035) (https://lovdata.no/dokument/LTI/lov/2025-06-20-90).

[184] Gouvernement norvégien (Office of the Prime Minister, Ministry of Energy, Ministry of Finance, Ministry of Trade, Industry and Fisheries), « Ambitious offshore wind initiative », 13 mai 2022, (https://www.regjeringen.no/en/whats-new/ambitious-offshore-wind-power-initiative/id2912297).

[185] Ambassade royale de Norvège à Paris, « Le Gouvernement lance “Longship” pour le captage et le stockage du carbone en Norvège », 25 septembre 2020 (https://www.norway.no/fr/france/norvege-france/actu-event/le-gouvernement-lance-longship-pour-le-captage-et-le-stockage-du-carbone-en-norvege/).

[188] Gouvernement norvégien (Office of the Prime Minister, Ministry of Energy), « New steps to reduce electricity bills and maintain control over national energy resources », février 2025 (https://www.regjeringen.no/en/whats-new/new-steps-to-reduce-electricity-bills-and-maintain-control-over-national-energy-resources/id3085960).

[191] IEA, Norway 2022 - Energy policy review, juin 2022 (https://www.iea.org/reports/norway-2022).

[192] EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

[193] Ashifa Kassam et Ajit Niranjan « Demonstration in Oslo seeks removal of windfarms in Indigenous region », The Guardian, 11 octobre 2023 (https://www.theguardian.com/world/2023/oct/11/demonstration-in-oslo-seeks-removal-of-windfarms-in-indigenous-region).

[194] Supreme Court of Norway, Licence for wind power development on Fosen ruled invalid as the construction interferes with Sami reindeer herders' right to enjoy their own culture (résumé du jugement de la Cour suprême (HR-2021-1975-S), 14 octobre 2021
(https://www.europeanrights.eu/public/sentenze/NORVEGIA_hr-2021-1975-sintesi.pdf).

[195] EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

[199] IEA, Projected Costs of Generating Electricity, op. cit.

[200] EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

[203] European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators, Report on Electricity Transmission and Distribution Tariff Methodologies in Europe, janvier 2023
(https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_electricity_network_tariff_report.pdf).

[206] IEA, Electricity Grids and Secure Energy Transitions. Enhancing the foundations of resilient, sustainable and affordable power systems, octobre 2023 (https://www.iea.org/reports/electricity-grids-and-secure-energy-transitions).

[207] Cour des comptes européenne, L’action de l’UE dans le domaine de l’énergie et du changement climatique, 2017 (https://op.europa.eu/webpub/eca/lr-energy-and-climate/fr).

[209] Cour des comptes européennes, L’intégration du marché intérieur de l’électricité, 2017 (https://op.europa.eu/webpub/eca/special-reports/energy-union-03-2023/fr).

[210] European commission – Joint Research Center, State of the art of Regional Coordination Centres (RCCs) and their impact on security of electricity supply in Europe, 2024 (https://www.scc-rsci.com/pdf/JRC137433_01.pdf).

[214] European Parliamentary Research Service, EU gas storage and LNG capacity as responses to the war in Ukraine, avril 2022
(https://www.europarl.europa.eu/RegData/etudes/BRIE/2022/729401/EPRS_BRI(2022)729401_EN.pdf).

[215] « billion cubic meters » soit « milliard de mètres cubes », unité standard des volumes de gaz naturel.

[217] German Morales, Ricardo Hernandez-Serna, Diego A. Tejada-Arango, Marcel Weeda, Impact of large-scale hydrogen electrification and retrofitting of natural gas infrastructure on the European power system, octobre 2023 (https://arxiv.org/pdf/2310.01250).

[220] Fabian Neumanna,, Elisabeth Zeyena , Marta Victoriab,c, Tom Brown , The Potential Role of a Hydrogen Network in Europe, 13 mars 2023 (https://arxiv.org/pdf/2207.05816).

[221] Yélé, « Chaîne gazière 4.0 : la digitalisation, levier clé de performance et de transition», juin 2025 (https://www.yele.fr/chaine-gaziere-4-0-la-digitalisation-levier-cle-de-performance-et-de-transition/).

([223]) Pour les alliages modernes (M5 pour Framatome et Opt ZIRLO pour W), la résistance à la corrosion a été améliorée. En revanche, la pression interne fin de vie et l’épuisement du combustible (taux de combustion) sont des facteurs limitatifs pour le combustible. Des assemblages peuvent être déchargés prématurément s’ils sont endommagés (e.g., percement par vibration usure des crayons …) mais c’est indépendant du suivi de charge.

([224]) Des essais d’endommagement par fatigue ont été réalisés à grande échelle dans les années 90s lorsqu’il a fallu justifier le suivi de charge et le suivi de réseau. Des marges conséquentes avaient été identifiées mais une extension de ces études aux problématiques liées à la modulation pourrait être utile.

N° 2149		N° 166
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CONSTITUTION DU 4 OCTOBRE 1958 DIX-SEPTIÈME LÉGISLATURE		SESSION ORDINAIRE 2025 - 2026
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