Le cloud s’est imposé en une décennie comme un modèle d’organisation incontournable, en permettant d’accéder à des ressources informatiques à la demande, sans se préoccuper de leur matérialité. Cette évolution a profondément reconfiguré la chaîne de valeur : les enjeux d’acquisition et de gestion de parc ont été remplacés par des enjeux de flux de données et d’accès aux capacités de traitement. Elle a accéléré l’innovation et favorisé l’émergence de nouveaux acteurs, mais aussi une concentration extrême du marché au profit de quelques acteurs capables de proposer une offre complète d’hyperscaler à échelle mondiale.

Bien plus qu’un service, le cloud est devenu un ticket d’entrée pour la compétition économique, assis sur une infrastructure critique, dont le marché est de fait captif en raison de coûts de sortie importants, essentiellement organisationnels et techniques. D’où une double asymétrie structurelle dans la relation contractuelle, qui va de pair avec une exposition à des risques systémiques, qu’il s’agisse de défaillance technique, de cyberattaque, de décision politique affectant l’accès au service, ou judiciaire impactant la confidentialité des données.

Sur le plan environnemental, la mutualisation des ressources permet en principe d’optimiser les capacités installées. En fait, les consommations ont explosé à cause de l’effet rebond lié à la baisse des coûts et à la banalisation des usages, et de l’essor de l’IA. Les investissements gigantesques en cours dans les infrastructures vont alourdir la pression sur l’énergie, l’eau et d’autres ressources critiques, sans régulation juridique et quasiment pas d’auto-régulation, en dépit de discours lénifiants.

La question de la souveraineté numérique, souvent mobilisée, désormais, dans le débat public, gagne à être reformulée en termes de dépendances et de gestion des risques. Dans des écosystèmes technologiques complexes et globalisés comme le cloud, la recherche d’une indépendance totale est illusoire, puisqu’il repose sur des infrastructures distribuées et des chaînes de valeur internationales. Le terme cloud souverain est un oxymore.

L’enjeu réel est celui de l’autonomie stratégique entendue comme capacité à maîtriser et réduire autant que possible ou raisonnable des dépendances critiques. Cela implique une logique de « de-risking » qui peut s’appuyer sur un travail d’analyse des risques induits et sur des leviers concrets tels que la diversification des fournisseurs, les architectures multi-cloud, les standards ouverts, le logiciel libre et la réversibilité. Une telle approche s’inscrit dans une dynamique globale relative aux dépendances stratégiques, portant sur des secteurs comme les minerais critiques, ou liée à des travaux parlementaires récents sur les ingérences étrangères, qui appellent à une analyse systémique des vulnérabilités techniques, industrielles et opérationnelles.

Dans le cas du cloud, les risques tiennent notamment à l’extraterritorialité des législations, susceptible de contraindre des fournisseurs à collecter ou transmettre des données, et aux dépendances pouvant conduire à des interruptions de service ou à des pressions contractuelles. Une réalité brutale est que rien ne permet de se prémunir contre l’interruption d’un service commercial à la demande du pays d’accueil du fournisseur.

Dans ce contexte, la construction d’un cloud de confiance repose sur des exigences opérationnelles. Elle implique d’abord une relation contractuelle équilibrée, permettant une négociation réelle, une prévisibilité des coûts, une auditabilité de l’offre et une capacité effective de sortie. Elle suppose ensuite une cybersécurité crédible face à des menaces croissantes, notamment celles liées à des opérations d’ingérence. Elle appelle aussi un respect environnemental, pour l’heure très insuffisant et opaque. Enfin, elle repose sur la réversibilité, rendue possible notamment par le recours à des solutions open source et à des standards comme Kubernetes ou OpenStack, afin d’éviter le « vendor lock-in ».

L’action publique doit s’organiser autour de leviers concrets en cohérence avec ces constats.

Elle doit d’abord consolider des cadres de certification robustes. Le dispositif SecNumCloud illustre cette approche en assurant un haut niveau de sécurité et un contrôle européen des données, y compris lorsque des technologies non européennes sont utilisées. Cela passe par des exigences techniques et organisationnelles fortes où les composants sont « fiabilisés » de manière très concrète. La certification doit être exigeante, notamment sur le contrôle capitalistique, ce qui limitera les risques juridiques liés à l’extraterritorialité. L’implication à échelle européenne est clé, pour éviter une fragilisation des standards.

Sur le plan technique, l’approche doit être à tous les niveaux. Les couches basses (infrastructure physique et réseaux) devraient être considérées comme aussi stratégique que les réseaux électriques ou de télécommunications. A cette fin, la puissance publique peut imposer ou promouvoir des exigences sur l’interconnexion, l’identité, le chiffrement, la réversibilité ou la transparence environnementale, de manière à encadrer les risques, sans chercher à « nationaliser le cloud » ; la pression sur l’innovation dans les couches supérieures sera limitée, voire contrebalancée par un supplément de confiance : c’est un point crucial.

La commande publique est un levier structurant. Elle peut imposer des exigences d’hébergement local pour les usages sensibles, des audits de souveraineté, ou encore une diversification des fournisseurs. Elle peut également intégrer des exigences de réversibilité et d’interopérabilité, en cohérence avec les référentiels existants. Cela s’inscrit dans une logique comparable à celle d’autres infrastructures critiques, où des obligations de service et des cadres régulés ont été mis en place.

Le développement d’un écosystème européen est un volet clé. Le principal écueil identifié n’est pas tant l’infrastructure que l’absence d’un écosystème logiciel intégré. La domination des acteurs nord-américains repose sur leur capacité à proposer une « stack » complète, du stockage aux outils collaboratifs, jusqu’à l’IA qui pose des enjeux de dépendance plus complexe. Sans un tel écosystème, les offres européennes resteront dépendantes. Il convient donc d’accompagner les acteurs existants, fournisseurs cloud, acteurs de cybersécurité, recherche publique, et de favoriser les approches fondées sur les logiciels libres et les standards ouverts, qui permettent l’interopérabilité et la réversibilité.

La mutualisation et la création de « communs numériques » constituent à cet égard une voie prometteuse. L’exemple de la DINUM, qui fédère des logiciels libres et développe des services mutualisés comme l’identité numérique, illustre cette approche. Elle permet de structurer progressivement un écosystème sans chercher à reproduire un modèle intégré unique.

L’Europe peut miser sur ses talents pour ne pas se laisser distancer définitivement par la Chine et les Etats-Unis lancés dans une course aux investissements, néanmoins, sans pouvoir faire l’impasse sur certains investissements ciblés. Les initiatives européennes dans le domaine du calcul haute performance ou des composants (comme l’European Processor Initiative ou EuroHPC) illustrent des dynamiques positives mais encore insuffisantes au regard des enjeux. La disponibilité du capital apparaît comme un facteur déterminant pour l’émergence d’un écosystème industriel crédible.

L’Europe doit enfin articuler une réglementation environnementale efficace en synergie avec ces enjeux, en prolongeant les premiers acquis en efficacité énergétique et valorisation de chaleurs fatales.

En conclusion, le cloud se place désormais dans un espace de confrontation élargi, aux côtés de l’IA, du calcul quantique et des infrastructures physiques pour le numérique. Une impulsion politique forte est nécessaire pour exploiter la fenêtre d’opportunité actuelle afin de rééquilibrer les rapports de force, en combinant régulation, investissement et structuration progressive d’un écosystème européen.

Les quelques propositions que nous présentons, visent à encourager une réflexion et des échanges sur l’analyse de la situation et une politique d’actions convergentes pour atteindre des objectifs concrets, soutenue par un effort d’investissement ciblé et modéré, plutôt que sur un nième grand projet qui, au mieux, arriverait à maturité bien trop tard.

Frédéric Tatout et Louis Cougouille

Temps de lecture : 32 minutes

Le Cloud : de quoi s’agit-il ?

L’informatique en nuage (« cloud ») combine un réseau à haut débit, une grande puissance de calcul, et la capacité à s’abstraire de leur matérialité.

Le concept est antérieur au Web 2.0 du début de la décennie 2010, qui a permis son émergence par[1] :

• L’Internet à haut débit partout (ADSL et fibre),
• la mutualisation de serveurs, permettant de cumuler une grande capacité de calcul,
• la virtualisation, une innovation qui permet d’accéder aux ressources de stockage et de calcul de manière flexible, sans devoir se préoccuper de leur matérialité,

Depuis, le Cloud est devenu un modèle d’organisation incontournable.

Le web 2.0 a vu éclore des offres commerciales proposant aux entreprises clientes d’accéder aux ressources informatiques dont elles ont strictement besoin à chaque instant, et de ne payer que leur consommation effective, avec à la clé un gain financier conséquent et la décharge des activités de gestion associées[2].

Le bouquet de services peut dépasser largement l’accès à de la puissance de calcul et à du stockage, comme précisé ci-dessous – Crédit : wikipédia (ici).

Cette représentation des différents modèles de service montre comment les responsabilités sont théoriquement réparties suivant les modèles internes, IaaS, PaaS, SaaS. L’accès aux serveurs peut être local, s’ils sont sur le site de l’entreprise (« on premises »). Mais dans la majorité des cas il se fait via Internet : les données sont stockées dans l’immenses fermes de serveurs, sans restriction géographique a priori, ce qui pose des problématiques de dépendance que nous verrons plus bas.

L’abaissement des barrières financières et en compétences a boosté l’innovation dans le numérique et conduit en moins de 10 ans à une restructuration profonde de la chaîne de valeur du numérique.

• pour les utilisateurs, les enjeux de flux de données et d’accès aux capacités de traitement ont (de manière schématique) remplacé les problématiques d’’acquisition et de gestion de parc[3];
• en parallèle, les géants du numérique des années 2000 ont été supplantés par les GAFAM[4].

On peut faire une analogie avec la seconde révolution industrielle née du remplacement (typiquement dans les entreprises textiles) de la force motrice d’une seule machine à vapeur (ou un gros moteur) avec ses nombreuses poulies, par un réseau d’alimentation électrique qui alimente des moteurs plus petits, autonomes, chacun montés sur une machine. La vague d’innovations liée à cette évolution s’est étendue sur un demi-siècle. Celle du Cloud, conduisant au « Big data », n’aura duré en gros qu’une décennie.

Cette révolution du numérique a débouché sur l’ubérisation[5] et ouvert la voie à deux autres mutations en cours du numérique :

• celle du No code qui permet (en principe) de s’affranchir de toute compétence en informatique pour automatiser quasiment tout comme présenté ici  ;
• celle des modèles pré entraînés à partir d’immenses quantités de données, accessibles en ligne en langage naturel (le prompt)[6], comme des LLM (ChatGPT, Claude, etc.).

De manière structurelle, en irrigant quasiment tous les pans de l’économie physique, structurés initialement par domaines de spécialité pyramidaux (typiquement, un intégrateur et une sous-traitance plus ou moins éparse), le Cloud permet son réagencement par catégories d’usages en accroissant la prééminence de la donnée. C’est ainsi que des startups comme Tesla, Uber ou SpaceX / Starlink ont pu s’arroger le leadership en attaquant d’emblée leur cœur de cible à partir de 4 leviers : maîtrise de la donnée, accès direct à la clientèle, verticalisation industrielle et force d’impact financière. Les circuits de financement puissants ont été déterminants dans cette réussite aux Etats-Unis (fonds privés et DARPA) comme en Chine (bras financier de l’Etat soutenu par la masse énorme de l’épargne des citoyens).

Les tentatives nationales et européennes pour tenter de recréer un acteur du Cloud local ne pouvaient qu’échouer face à l’écrasante supériorité technologique et financière des GAFAM ; non pas que les compétences technologiques soient déficientes en Europe, loin de là. Mais deux verrous opérationnels se posaient au minimum : celui du passage à l’échelle (scalabilité) et l’incapacité à proposer un écosystème de services complet. En France, des initiatives comme CloudWatt et Numergy ont ainsi échoué, en raison de la taille limitée du marché national, de choix technologiques discutables (comme l’adoption prématurée par CloudWatt de la virtualisation réseau OpenContrail en 2012) et d’une stratégie commerciale inadaptée. Par exemple, CloudWatt a initialement lancé une offre de stockage sans solution de calcul associée, ne répondant pas aux attentes réelles du marché. En Europe, l’initiative au départ franco-allemande GAIA-X a accouché de 3 niveaux de labels, après de longues péripéties.

AWS est à la fois un précurseur et un cas d’école. Comme il émane du système d’information interne d’Amazon et de son approche self-service et API-first entre ses Business Units, il est né avec une grande longueur d’avance. A contrario, il aurait été impossible pour un « pure player » de petite taille comme OVH de proposer un bouquet d’offre attractif sans nouer des partenariats : au départ, surtout avec des acteurs anglo-saxons, à présent en majorité avec des acteurs français et européens. Comme les fournisseurs de « Cloud de confiance » français et européens, il s’est également appuyé sur des briques de logiciels libres (cf. plus bas).

Parts de marché des leaders (France en 2025 et monde en 2024)

Monde en 2024 – Source : Statista[7]

Effets sur l’environnement

Sur le plan environnemental, on peut noter deux effets importants.

Premièrement, à parc installé équivalent, la mutualisation des ressources permet de mieux amortir les capacités installées (comme, en transport, le co-voiturage et la mutualisation des flottes automobiles) et de moins consommer par unité de calcul réalisé, du fait du rajeunissement du parc. Ayant suivi la restructuration de la chaîne de valeur évoquée plus haut, ce fut un ajustement transitoire, d’impact positif.

En regard, l’effet rebond est inévitable. Il s’explique par plusieurs facteurs, notamment la banalisation progressive de toutes les ressources, dont les prix baissent ; les méthodes de mise en œuvre, sous forme modulaire et avec un travail de plus en plus réduit d’optimisation[8] ; et par extension, les effets des mutations induites. Il en résulte des gaspillages de plus en plus massifs de ressources planétaires. La croissance des infrastructures de cloud est aujourd’hui portée par l’essor fulgurant de l’IA et se traduit par une consommation massive d’énergie, d’eau et de terres rares, avec des investissements records dans les data centers (620 milliards de dollars en 2026, quatre fois plus qu’en 2023). Les GPU, cœurs des Large Language Models (LLMs), nécessitent des métaux rares et une pureté extrême, dopant la demande en silicium, cuivre et terres rares, avec un risque de pénuries et de conflits d’usage. La consommation électrique des data centers, boostée par l’IA, pourrait tripler d’ici 2030, représentant jusqu’à 1 500 TWh/an – l’équivalent de trois fois la production française. Les émissions de CO₂ de ces infrastructures pourraient dépasser celles de la France, tandis que leur soif en eau (5 000 milliards de litres en 2023) menace les ressources locales.

La croissance du marché mondial se fait donc à un rythme effréné et ne va pas s’arrêter de sitôt : l’effet rebond, aux impacts délétères, est donc voué à perdurer, sauf à être infléchi ou stoppé par une crise mondiale, une mutation des paradigmes de développement, une rupture technologique ou une réglementation effective des marchés.

Aujourd’hui, la majorité des modèles d’IA reposent sur des architectures gourmandes en énergie (GPU et LLM), mais des alternatives émergent. Des acteurs comme DeepSeek[9] ont prouvé qu’il est possible d’entraîner des modèles performants avec moins de ressources. Mistral AI[10], de son côté, se distingue par une transparence sur son impact environnemental et une consommation électrique divisée par quatre par rapport à la moyenne du secteur.  Côté hardware, NVIDIA, bien que dominant, voit sa position remise en question par des concurrents comme AMD (avec ses puces Instinct MI300X), Intel (qui prépare des puces moins énergivores grâce à une gravure innovante), et même des géants du cloud comme Google, Amazon et OpenAI, qui développent leurs propres puces pour réduire leur dépendance et optimiser leurs coûts.

Parmi d’autres pistes prometteuses, les « world models » (modèles du monde) gagnent du terrain : ces architectures, défendues par des figures comme Yann LeCun (ex-Meta, désormais à la tête d’AMI Labs à Paris) ou Fei-Fei Li (World Labs), visent à modéliser la physique et les interactions du monde réel, permettant une compréhension causale et une planification bien plus efficace que les LLM actuels. En 2025-2026, des projets comme Marble (World Labs) ou Genie 3 (DeepMind) ont montré qu’il était possible d’entraîner des IA capables de simuler des environnements complexes, avec des applications en robotique ou en simulation industrielle, tout en réduisant la dépendance aux données massives et aux calculs énergivores.

La régulation et la souveraineté technologique accélèrent aussi la transition. En Europe, la directive sur l’efficacité énergétique impose désormais aux data centers de valoriser leur « chaleur fatale » et de respecter des normes strictes (PUE ≤ 1,4, récupération d’énergie, audits obligatoires). La France, avec son mix nucléaire bas-carbone, attire des projets de méga-centres (comme celui de Mistral AI en Essonne ou de Data4 dans le Nord), mais sous condition de sobriété et d’innovation. Ces cadres légaux, couplés à la montée en puissance de modèles open-source et souverains, pourraient infléchir la courbe de la surconsommation à condition que l’effet rebond (où les gains d’efficacité entraînent une hausse globale des usages) soit maîtrisé par des choix politiques et industriels ambitieux.

Quels enjeux de souveraineté ?

Souveraineté numérique : entre gestion des dépendances et ambiguïtés d’un concept

La notion de souveraineté, souvent mobilisée dans le débat public, gagne à être reformulée en termes plus opérationnels de dépendance et de gestion du risque. Dans des écosystèmes technologiques complexes et globalisés comme le cloud, la recherche d’une indépendance totale apparaît hors d’atteinte. L’enjeu réel consiste plutôt à optimiser un ratio entre le coût et le niveau de dépendance, dans une logique de réduction des risques (« de-risking »). Cette approche marque une inflexion nette par rapport à une période où l’ouverture des marchés et la recherche d’efficacité économique primaient dans un contexte géopolitique plus stable.

Elle conduit à distinguer les dépendances acceptables de celles qui sont critiques, susceptibles d’affecter la continuité des activités, l’intégrité des données ou l’autonomie de décision, et à y répondre par des arbitrages concrets : internalisation de certaines briques ou processus stratégiques, diversification des fournisseurs, redondance et multi-sourcing. Dans le cloud, cela se traduit notamment par des approches multi-cloud, le recours à des standards ouverts favorisant la réversibilité ou la capacité de ré-internalisation de certains services critiques.

Cette logique s’inscrit dans un mouvement plus large de sécurisation des dépendances à l’échelle des politiques publiques. Les travaux sur les minerais et matériaux critiques illustrent cette approche : il ne s’agit pas de sortir des chaînes de valeur mondiales mais de limiter les vulnérabilités en identifiant les points de fragilité, en diversifiant les sources et, lorsque pertinent, en reconstituant des capacités nationales ou européennes.

Dans le même esprit, les travaux de la Commission d’enquête parlementaire sur les dépendances structurelles et les vulnérabilités systémiques dans le secteur du numérique et les risques pour l’indépendance de la France (« Commission Latombe ») fait apparaître la nécessité de dépasser une vision purement juridique de la souveraineté pour adopter une analyse systémique des dépendances, qui intègre les dimensions techniques, industrielles et opérationnelles (cf. notamment audition de Dominique Luzeaux). Elle conduit à une approche de cartographie des risques, de hiérarchisation des priorités et de plans d’action ciblés articulant régulation, politique industrielle et organisation des chaînes d’approvisionnement.

Dans cette perspective, le cloud s’inscrit dans une problématique plus large de gestion des dépendances stratégiques, appelant des réponses graduées, pragmatiques et coordonnées à l’échelle européenne.

Le terme souveraineté est parfois galvaudé. Dans son acception politique classique, il renvoie à un principe d’autorité suprême d’un État ou d’un prince, historiquement associé à des prérogatives quasi exclusives sur un territoire et ses résidents. Cette conception est largement mise en cause à l’ère d’Internet et des infrastructures numériques distribuées.

L’expression « cloud souverain » apparaît dès lors comme un oxymore, le cloud impliquant par nature un transfert de données vers des capacités de stockage administrées par des tiers. Le cloud privé désigne simplement un usage exclusif de ressources, tandis que le cloud on premises reste marginal.

La notion de contrôle exclusif par un seul acteur est en outre difficilement soutenable au regard de la complexité des architectures cloud, reposant sur des écosystèmes d’acteurs multiples, et de la réalité des cyberattaques, y compris à des fins de cyberespionnage, qui touchent même les principaux opérateurs.

Un consensus minimal existe néanmoins dans une approche européenne : un « cloud souverain » désigne une infrastructure où les données sont hébergées et gérées sur le territoire d’un État membre de l’Union européenne, sous juridiction locale appliquant le droit européen, afin de limiter les risques d’ingérence extérieure. Il convient toutefois de ne pas en faire un concept de repli : l’enjeu relève davantage d’autonomie et d’indépendance stratégique que de souveraineté au sens strict.

Qu’attendre en pratique des fournisseurs de Cloud ? («construire la confiance»)

Il faut pouvoir s’appuyer sur des éléments de confiance en pratique, qui s’articule au niveau de la relation et du terrain ; sur ce dernier, par un ensemble d’exigences doublé des preuves de leur respect.

On peut distinguer quatre types d’exigences fondamentales.

i/ La première concerne la relation contractuelle. Compte tenu de la taille respective des GAFAM et des entreprises clients, c’est déjà un résultat notable d’aboutir à

• une négociation équilibrée ;
• un prix raisonnable et prévisible ;
• l’auditabilité de l’offre ;
• la possibilité de rompre la relation contractuelle sans avoir à subir des pertes financières ou des tâches d’une envergure disproportionnée (voire des pertes sèches d’actifs informationnels).

ii/ La seconde concerne la cybersécurité sur laquelle l’offre du fournisseur doit être crédible face à la menace des cyberattaques de sophistication croissante, de plus en plus souvent diligentées ou mandatées par des officines étrangères dotées de ressources financières et de compétences très importantes.

Cette crédibilité s’appuie sur des éléments d’assurance de sa capacité à protéger efficacement les données de son client, celles régies par des enjeux de métier (par exemple processus, procédés vitaux de l’entreprise) comme celles sensibles car régies par un droit spécifique : données individuelles (RGPD), de santé (HDS), sujettes à d’autres réglementations spécifiques (DORA dans la sphère banque et finances, NIS2, etc.). Une vigilance s’impose sur les modalités fluctuantes de l’accord-cadre entre l’Europe et les Etats-Unis relatif aux données individuelles : devenue caduque, la convention Safe Harbour a été remplacée par la convention Data Privacy Shield, à son tour invalidée puis remplacée par le Data Privacy Framework. Pour les données non régies par un droit spécifique, des vides juridiques existent. Cela concerne notamment le secret des affaires et les données critiques opérationnelles ou stratégiques, dont il faut éviter le partage non maîtrisé, la perte d’intégrité (corruption) et la perte pure et simple.

iii/ La troisième, la capacité à se conformer à des exigences environnementales solides est un troisième élément qui pose des problématiques, liées notamment à des approches obsolètes et à l’opacité de la plupart des acteurs[11].

Iv/ La quatrième, l’exigence de réversibilité ou la capacité à récupérer ses actifs (données, applications, matériels) dans le but de changer de fournisseur ou de ré-internaliser tout ou partie de son Système d’Information et ce, sans coût prohibitif. Les solutions open source jouent un rôle crucial dans cette démarche, car elles garantissent l’interopérabilité (par exemple, via Kubernetes ou OpenStack) pour éviter le vendor lock-in, et proposent des formats ouverts qui facilitent les migrations.

Le CIGREF a publié deux documents consignant ces aspects en détail : « Trusted cloud reference document » (10.2023) et « CCTP : Achat de services de cloud public PAAS dans un environnement de confiance » (03.2024).

Se prémunir d’ingérences étrangères ?

Rien ne permet de se prémunir contre l’interruption d’un service commercial à la demande du pays d’accueil du fournisseur. En outre, il est facile pour un fournisseur de service Cloud d’exercer une pression sur un client, en menaçant de couper le service, par exemple au moment de la renégociation de clauses – d’autant plus s’il est en position dominante.

Nous avons déjà évoqué les problématiques de données personnelles, dont la résolution très imparfaite donne lieu à des débats nourris, notamment en santé.

Une autre vulnérabilité tient à l’application de certaines lois à l’extérieur des frontières des pays des fournisseurs (extraterritorialité). Certaines lois de sécurité ou de renseignement peuvent obliger des fournisseurs étrangers à scruter ou recueillir, parfois en masse, des données de leurs clients français. Le cloud est en première place de ce risque qui renvoie à la réalité crue de possibles opérations d’espionnage[12].

Aux Etats-Unis, deux réglementations sont en jeu :

• section 702 du Foreign Intelligence Surveillance Act (FISA) : elle autorise les agences américaines de renseignement à collecter des informations sans mandat. Le Congrès américain l’a prolongé de 2 ans en avril 2024.
• décret « Enhancing Safeguards for United States Signals Intelligence Activities », signé par le président Biden en octobre 2023. Il établit un principe de proportionnalité de la surveillance des données, certes, mais contestable.

Les acteurs chinois comme Alibaba (peu présents en Europe) sont tenus à respecter l’article 7 de la loi de collecte d’information du 27 juin 2017 rénovée le 27 avril 2018 : comme toutes les autres organisations et les citoyens chinois ils doivent soutenir, assister et coopérer avec les autorités d’intelligence nationales « dans le respect de la loi », une expression souvent à géométrie variable en Chine.

Ces réglementations permettent de couvrir en principe des opérations d’espionnables sous couvert de la discovery procedure aux Etats-Unis.

La nouvelle doctrine américaine sous Trump (2025-2026) accentue encore ces risques. Son administration a renforcé les mesures protectionnistes et les contrôles sur les données hébergées par des acteurs étrangers, notamment via :

• L’extension des pouvoirs du Committee on Foreign Investment in the United States (CFIUS), qui peut désormais bloquer des transactions ou des services cloud jugés sensibles, même pour des entreprises européennes.
• Des restrictions accrues sur les transferts de données vers des pays considérés comme « à risque » (Chine, Russie, etc.), avec des sanctions possibles pour les fournisseurs qui ne s’y conformeraient pas.
• Une interprétation plus agressive de l’extraterritorialité, où les autorités américaines peuvent exiger l’accès à des données stockées hors des États-Unis, sous peine de représailles commerciales (ex. : amendes, exclusion des marchés).

En l’absence d’un acteur de confiance national, une remédiation consiste à ne retenir que les fournisseurs de Cloud (ou solution de confiance) à capitaux majoritairement français – en pratique à obliger des leaders du Cloud à créer une filiale à capitaux majoritairement français (ou du moins européens).

Encore faut-il préciser ce que l’on entend par des données sensibles. Cf. la Directive interministérielle de juin 2023 concernant les solutions hébergées par le Cloud pour les ministères, qui propose une très longue liste[13] qu’il sera nécessaire de préciser pour chaque système ou usage.

Comment attester qu’un prestataire répond à ces attentes ?

L’ANSSI a instauré la qualification SecNumCloud (https://cyber.gouv.fr/secnumcloud-pour-les-fournisseurs-de-services-cloud), dont le niveau High + porte l’exigence capitalistique évoquée plus haut. Ce cadre permet à des acteurs français de proposer des offres enrichies de compétences et capacités au niveau voulu et « sûres »[14], moyennant un surcoût lié à la mise en place de l’organisation, du volet technologique[15]  et à la certification de l’offre. On notera que GAIA-X intègre également cette condition dans son label de niveau 3, le plus élevé[16].

A noter que SecNumCloud est avant tout un dispositif de cybersécurité, et non un instrument de politique industrielle. SecNumCloud repose sur un processus d’évaluation technique rigoureux et standardisé, visant à garantir un haut niveau de sécurité pour des usages sensibles du cloud. Le référentiel impose notamment des exigences fortes pour protéger les données contre les cyberattaques, les accès internes abusifs et certains risques juridiques, dont l’extraterritorialité du droit. Il garantit ainsi que seul un prestataire européen contrôle les données, même lorsque des technologies non européennes sont utilisées. En revanche, SecNumCloud ne vise pas à supprimer toutes les dépendances technologiques ni à organiser la souveraineté industrielle, qui relèvent d’autres politiques publiques.

A titre d’exemple, Thales dispose d’une structure pour identifier les failles informatiques des produits duaux, des méthodes et des capacités pour fiabiliser les composants sourcés. Dans le cadre de S3NS, les rôles sont répartis de la manière suivante : Google propose les mises à jour des services et les innovations (solution Google Cloud), tandis que Thales les fiabilise :

• composants physiques : retrait des drivers pour accéder au code natif ou même directement à la puce (« composant nu »), puis ajout d’une pile logique de confiance.
• logiciels : remplacement des APIs, installation de middleware fiabilisé et de briques de sécurité (crypto) certifiées ANSSI. Les « backdoors » restent parmi les risques résiduels que même le recours à du logiciel libre ne peut complètement éliminer.
• tout le personnel qui intervient est dûment habilité.

L’Europe pour sa part propose le schéma de certification de cloud de confiance, l’EUCS (EU Cloud  Services Scheme, (https://www.enisa.europa.eu/publications/eucs-cloud-service-scheme), mais son instauration au plan réglementaire invalidera le dispositif SecNumCloud, ce qui aura un impact certain puisque la Commission Européenne rechigne à adopter la clause capitalistique sous la pression politique américaine et celle des lobbies industriels[17].

Est-il concevable que l’Europe reste dans cette posture compte-tenu de la situation géopolitique actuelle ?

Tout d’abord, il n’est plus très crédible d’invoquer l’idée que les leaders étrangers à l’Europe seraient immunisés contre une attaque cyber majeure (Cf. violations massives chez Oracle[18]), dont nous savons qu’une part importante concerne des opérations d’ingérence et de vol de propriété intellectuelle.

Le contexte du Cloud présente une analogie intéressante avec celui d’une habitation en co-propriété. On peut en effet rappeler que la souscription d’une assurance multi-risques habitation n’est pas légalement obligatoire en France. Pour un propriétaire logeant dans sa maison, isolée de tout et qui n’y inviterait personne, l’intérêt peut en être discuté. Mais dans une co-propriété, ne pas en souscrire semble déraisonnnable puisque, par exemple, un incendie démarrant chez soi peut faire des victimes chez ses voisins. Et plusieurs situations l’imposent, comme signer un contrat de location, acheter une habitation, si le règlement de copropriété l’impose, par une société de syndic dans le cadre de ses mandats.

De même, le fournisseur d’un Cloud doit veiller à ce qu’une tierce partie, cliente ou non, n’empiète pas sur les droits et la sphère informationnelle d’aucun autre. S’il n’en est pas capable, alors la puissance publique doit pouvoir suppléer à son impuissance. C’est précisément ce à quoi vise un dispositif de certification réglementaire.

Ainsi, l’Europe doit prendre la mesure de ses responsabilités, tant au plan moral que pratique en adoptant un dispositif de certification réglementaire suffisamment solide. La situation actuelle pose de manière plus nette la nécessité d’un rééquilibrage entre les enjeux de sécurité européens et ceux du libre-échange invoqué par les Etats-Unis et les leaders du Cloud. Vu le peu de cas fait par l’administration Trump des accords de libre-échange, la prise de politique, qui pouvait sembler incommensurable, apparaît désormais mineure.

De fait, l’EUCS a bien failli être adopté sans la clause relative au contrôle de capital, mais ce dossier a été réouvert suite aux dernières évolutions politiques aux US, ce qui a donné naissance à l’initiative Cloud and AI Development Act (CADA) visant à renforcer les capacités de cloud et de calcul nécessaires au développement de l’IA en Europe, notamment en facilitant l’implantation de data centers et l’investissement dans les infrastructures numériques. CADA relève principalement d’une logique de politique industrielle et de développement d’infrastructures tandis que les versions récentes du schéma EUCS en font un instrument exclusivement centré sur les exigences de cybersécurité applicables aux services cloud et ne comportant donc plus de clause de contrôle du capital ou de souveraineté.

CADA vient ainsi compléter l’EUCS : alors que l’EUCS définit un cadre de confiance et de cybersécurité pour les services cloud, CADA vise à développer les capacités industrielles et les infrastructures cloud nécessaires en Europe, en particulier pour soutenir l’essor de l’IA dans une logique de « souveraineté ». CADA vise à rendre possible, dans l’Union, des offres « EU-based » pour des usages publics hautement critiques : ce n’est plus une étiquette, c’est une stratégie d’infrastructure.

Quelles approches privilégier dans la situation actuelle ?

i/ Nos responsables politiques doivent empêcher l’Union Européenne de continuer à se soumette au bon vouloir des lobbies des USA sur le projet EUCS. En ce sens, l’initiative CADA qui complète l’EUCS est bienvenue.

ii/ Il convient de considérer le cloud, et en particulier ses couches basses (socle matériel et services de compute et réseaux IaaS) plus que jamais comme aussi stratégique que les réseaux électriques ou les télécoms :

• Le cloud n’est pas un marché réellement concurrentiel : il est captif. Les coûts de sortie ne sont pas principalement financiers : ils sont organisationnels, opérationnels, cognitifs (re-platforming, dépendances à des services managés, outillage, gestion des identités, observabilité, data pipelines, etc.). Cette captivité réduit l’intensité concurrentielle effective, même si la concurrence existe théoriquement. Dit autrement : on n’est plus dans un marché “contestable” au sens classique.
• Le risque systémique est devenu difficilement assurable. Une défaillance majeure (technique, cyber, juridique, géopolitique) peut affecter simultanément des milliers d’acteurs. Le risque est corrélé et donc peu diversifiable, ce qui met en tension les mécanismes de couverture privés. Cela rapproche le cloud d’autres secteurs où l’on a dû inventer des cadres publics (ou quasi-publics) pour traiter des risques systémiques.
• La liberté contractuelle s’érode sous l’asymétrie de pouvoir. La négociation est souvent limitée, la réversibilité coûteuse, l’auditabilité imparfaite, et la menace de coupure (ou de durcissement unilatéral) est crédible du fait de la dépendance. Là encore, sans jugement moral : l’asymétrie est structurelle. Or, lorsqu’une relation contractuelle devient structurellement déséquilibrée, on bascule fréquemment vers des logiques de concession, obligation de service, régulation des conditions d’accès et de sortie.
• Le cloud est devenu une condition d’accès à la concurrence. C’est peut-être le point le plus important : pour une PME, une startup, une ETI, l’accès à une infrastructure cloud stable et neutre conditionne la capacité même à entrer sur certains marchés (scalabilité, sécurité, conformité, time-to-market). Dès lors, l’infrastructure n’est plus un simple service : elle devient un “ticket d’entrée” à la compétition économique. Quand l’infrastructure conditionne la concurrence, la question de sa neutralité devient centrale.
• L’intervention publique n’a pas besoin d’être totale : elle peut être minimale, ciblée, “en couches”. On peut imaginer une approche où seule la couche socle (certaines briques fondamentales : interconnexion, identité, chiffrement, services de base, exigences de réversibilité, transparence environnementale, etc.) fait l’objet d’un régime plus contraignant, sans chercher à “nationaliser le cloud” ni à empêcher l’innovation sur les couches hautes. Cette logique par couches ressemble beaucoup à ce qui a été fait ailleurs : concurrence sur les services, neutralisation/régulation du réseau.

L’Union Européenne dispose déjà d’un certain nombre d’outils pour avancer dans cette direction : le Digital Markets Act (DMA) pour imposer l’interopérabilité et sanctionner les pratiques anticoncurrentielles, le fonds pour la souveraineté numérique (10 milliards d’euros) pour financer des alternatives européennes, et le règlement sur la résilience des infrastructures critiques (CER) pour encadrer les data centers stratégiques. Une approche ciblée sur les secteurs vitaux (santé, énergie, défense) permettrait d’imposer des obligations d’hébergement local, des audits de souveraineté et une diversification des fournisseurs, tout en s’inspirant des modèles éprouvés de service public (tarifs régulés, préférence européenne dans les marchés publics). Les solutions open source (Kubernetes, OpenStack) et les normes communes (comme celles promues par Gaia-X) sont essentielles pour briser le vendor lock-in et assurer la réversibilité des données. Enfin, une volonté politique forte, combinant subventions, sanctions et coordination entre États membres, est indispensable pour transformer le cloud en une infrastructure publique résiliente, à l’image de ce qui a été fait pour l’électricité (ex : ENTSO-E) ou les télécommunications.

iii/ Au niveau pratique et technique, bien plus que l’infrastructure, l’écueil porte sur l’absence d’un écosystème national ou européen intégré d’acteurs du logiciel, capable de fournir et maintenir un ensemble de composants logiciels permettant de déployer une offre crédible.

En effet, si Google venait à se retirer par exemple de S3NS (ou Microsoft de BLEU), cette offre disparaîtrait. La domination des acteurs nord-américains repose sur le fait de disposer d’une pile (« stack ») logicielle complète, propriétaire, robuste, allant du stockage sécurisé aux outils collaboratifs en passant par l’IA, et compétitive.

Plutôt qu’ériger des murailles réglementaires qui, soit avantageront les GAFAM, parce qu’il leur sera facile d’y satisfaire, soit les détournera du marché européen (ou pire, comme le propose le RN, des taxes du type à la bande passante), il faut donc accompagner la progression des acteurs nationaux et européens dans leurs efforts pour créer l’écosystème souhaitable.

Ces acteurs en France sont nombreux :

• l’ANSSI, qui propose des briques logicielles de confiance[19], des spinoffs de la défense ;
• les capacités en recherche théorique et appliquée avec des acteurs puissants comme l’INRIA et le CEA et leurs nombreuses spinoffs. A titre d’exemple, l’INRIA a été l’un des principaux instigateurs de Scilab, un logiciel de calcul reconnu mondialement.
• des entreprises comme OVHcloud, Scaleway, Outscale, NumSpot[20], Clever Cloud, Scalingo, Ionos, Leaseweb, Aruba, Oodrive, etc. qui avancent dans la certification SecNumCloud de leurs offres cloud
• des acteurs de la cybersécurité comme Thales (qui a racheté Gemalto), Atos, CapGemini, et ceux apparus depuis 2010 (Wallix, Tehtris, HarfangLab, Sekoia, PrimX, Sentryo, Prove & Run, Quarkslab, etc.)
• en IA Mistral AI, des acteurs de l’Edge computing et edge AI comme Axelera, etc.
• toute une panoplie d’utilisateurs (notamment licornes) dans des domaines comme les fintech, la santé, le marketing, le e-commerce, etc.

iii/ Dans le cadre des services administratifs, la DINUM a fédéré des objectifs communs à tous les ministères, y compris celui des Armées, des méthodes et un recours à un ensemble de briques logicielles libres. Elle a passé sur ce dernier volet un accord avec son homologue en Allemagne pour promouvoir la création de communs numériques. Enfin elle instaure une approche de mutualisation puissante de l’identité numérique par le biais de monidénum, dont une version pro vient de sortir. Cette approche par la fédération de ressources et de pratique, la création de « communs », étendue à d’autres états-membres, est un excellent début, même si elle ne peut être développée qu’au cas par cas, du moins dans un premier temps. Par exemple les pays nordiques ont adopté un identifiant unique, de sorte que l’approche monidenum n’y est pas pertinente.

Par rapport au début des années 2000, les personnes en charge des projets et des structures porteuses sont bien mieux gréées en termes de RH, compétences et moyens, et mieux préparées à mutualiser les approches et partager les bonnes pratiques.

iv/ En complément aux référentiels spécifiques au Cloud, il sera utile de généraliser cette approche concernant les applications spécifiques et le middleware par exemple de sécurisation – ou sur ce domaine exiger des composants répondant à des exigences attestées par exemple selon un schéma ISO 15408, de préférence sous maîtrise de l’ANSSI ou l’ENISA.

v/ Sur un plan général les leviers de confiance, alliée à des formes d’autonomie conférées par la création de communs, sont

• des labels et des standards conformes aux réglementations européennes et à nos valeurs (éthique de l’IA – la dimension environnementale étant appelée à devenir un levier de plus en plus fort) – selon un effort à moduler finement.
• des approches fédératives et mutualisant des ressources logicielles libres ou open source.
• Des pratiques adaptées d’achats publics (cf. paragraphe spécifique à ce sujet, qui s’applique au numérique).
• Le suivi à bon rythme des progrès technologiques (exemples kubernetes, io va balayer vmware ce qui va simplifier la stack).

Quelques éléments de perspective en conclusion

Nous nous sommes limités ici à un objectif consistant essentiellement à assurer une relation contractuelle équilibrée avec les fournisseurs extra-européens et à réduire à un niveau raisonnable la vulnérabilité, notamment à des manœuvres essentiellement de nature politique pour compromettre les données confiées par les entreprises françaises et européennes (en l’occurrence via des artifices de nature juridique).

Dans le contexte présent, où la précieuse césure entre pouvoirs politique et juridique se désagrège Outre-Atlantique, où les mutations géostratégiques s’accélèrent et où la Chine et les USA sont dans une course éperdue aux investissements en IA, le niveau considéré comme raisonnable doit être réévalué, le cas échéant, en temps utile ou périodiquement.

Ce contexte contribue aussi à réduire le coût politique d’un renforcement au niveau souhaité par la France des labels européens en cours de finalisation. Il est donc essentiel qu’une impulsion politique soit donnée pour que cela ait lieu en profitant de la fenêtre d’opportunité qui se présente.

Le chemin vers un niveau d’autonomie sensiblement plus fort sera très long, si l’on en prolonge le tableau jusqu’au composant clé de la capacité de calcul, le processeur ou la carte graphique.

Mais dans plusieurs domaines, la France a réussi à surmonter progressivement son retard technologique ou industriel et une bonne part de ses vulnérabilités, par rapport au scénario extrême d’un refus de fourniture par un acteur étranger.

Dans le nucléaire civil, l’impulsion de l’Etat a été cruciale, en s’appuyant sur des compétences étrangères (Westinghouse). Dans celui de la signature électronique, cela fut principalement grâce à l’initiative privée : création de Certplus (JV Gemplus, France Telecom et VeriSign, le leader international de ce domaine), puis intégration à Keynectis en 2004, sous la houlette de Thierry Dassault[21] avec l’encouragement de l’Etat. Ces deux exemples illustrent le rôle crucial de la confiance entre le secteur privé et les instances publiques, voire le pouvoir politique (cas du nucléaire civil – un tel scénario de constitution de capacité en bloc paraissant impossible à renouveler dans le contexte économique actuel).

L’essor de l’industrie aérospatiale soviétique jusqu’à la chute du Mur de Berlin (quasiment sans ordinateurs) montre qu’une forte détermination politique peut faire des miracles. La Chine est bien parvenue à se passer des ingénieurs de l’Union Soviétique, et dans divers domaines, à rattraper l’Occident (parfois tardivement – carte à puce, avion C919, etc. et pas toujours : finesse de gravure de composants).

Donc (même si l’on peut regretter l’absence d’un « Airbus du numérique ») l’Europe et la France n’ont pas à rougir des échecs répétés de recréer un « GAFAM européen » mais il s’agit maintenant d’acter que c’était un projet irréaliste et de convenir que les deux « questions de fond » concernent plutôt la manière de :

• Formuler des objectifs et proposer des approches de rattrapage réalistes,
• anticiper (prévenir, ralentir et préparer) le rattrapage industriel par la Chine.

En effet, chaque fois que l’Asie rattrape l’Occident, cela fragilise nos industries. Quand c’est le fait de la Chine, cela peut mettre nos industries en péril de mort[22]. Le tableau ci-dessous présente quelques exemples (des exceptions existent, comme Nexans, rescapé de GEC-Alsthom).

Technologie	Période (décennie)	Brevets d’origine	processus de transfert / clés du leadeship chinois (ou exemples)	Conséquence
Ecrans plats / cristaux liquides	Fin années 90	CEA	Thomson vend sa dernière usine de téléviseurs à Singapour. Transferts technologiques à la RPC, via Taïwan.	Disparition (toute l’Europe)
Batteries au lithium	Années 2000	SAFT / HEF	JV en Chine
Cellules photovoltaïques	2010		Energie électrique fournie à prix dérisoire.
Véhicule électrique	2015	BYD	Commande de 50000 bus électriques par la province de Guangdong à BYD, quand Heuliez s’en voit commander 30.	Fragilisation importante
Big Data / Cloud	> 2015	Monde entier	Vallée du Cloud (Guizhou). Energie quasi gratuite, climat tempéré et cavernes fraîches	Fragilisation (production et R&D)
Recherche médicale	2010	Monde entier	(2014 SANOFI ouvre un premier centre de R&D à Shanghaï). La France souffre de l’éloignement des outils de production de médicaments et de réactifs.	Poursuite du processus de fragilisation
omique	2010	BGI (1999 / 2007) iCarbonX (2015)	2010 : BGI achète 128 machines Illumina (1,5 M$ garantis par China Develoment Bank).	Autonomisation de la R&D chinoise dans le secteur médical

 

L’IA bouleversera à terme quasiment tous les secteurs de l’économie. L’ingénierie et la fabrication (robots – dont la Chine est le premier utilisateur au monde) seront parmi les plus impactés, ce qui met en jeu notre compétitivité et la pérennité de nos industries à horizon 2035 ou avant. Le Cloud n’apparaît ainsi que comme un volet préalable d’une immense confrontation technologique. Il est temps de tirer le constat de nos échecs dans ce domaine et de rassembler une volonté déterminée sur des démarches ambitieuses et réalistes, comme celles proposées ci-dessus et en misant sur l’IA de manière pragmatique, sans trop focaliser sur les LLM propriétaires actuels : Cf. Deepseek[23] ou article ci-dessous.

Dans cette perspective, il est rassurant de pouvoir constater le dynamisme des ingénieurs et chercheurs nationaux dans les systèmes d’IA (Hugging Face, rachetée par un acteur US ; Yann Le Cun, directeur scientifique de l’IA chez META, à présent citoyen américain et revenu en France ; Mistral AI et en défense Helsing) et européens (en Allemagne Aleph Alpha et par extension Deepl). Est-ce satisfaisant ? Assurément non si les meilleurs partent outre-Atlantique, notamment chez des leaders qui reposent sur leurs acquis, leur puissance financière et leurs alliés politique.

Pour en revenir au volet important des composants électroniques utilisés dans le Cloud et pour l’IA, il renvoie notamment aux enjeux d’indépendance dans le domaine du calcul à haute performance, auquel on peut rattacher dans une perspective peut-être plus lointaine le volet des ordinateurs quantiques.

Il est clair que l’économie européenne souffre d’une relation déséquilibrée par rapport à ses partenaires commerciaux US, taïwanais, coréens et chinois. Elle dispose toutefois d’un quasi-monopole sur les technologies de photolithogravure de composants. En effet, l’acteur hollandais ASML (à l’origine une JV avec Philips) est le seul capable de produire des machines recourant à l’extrême ultraviolet (EUV) nécessaires pour graver les composants les plus puissants[24]. Son chiffre d’affaires est passé de 13 M$ à 30 M$ entre 2018 et 2023[25]. Le président Trump a tenté en 2018 de bloquer la vente de machines ASML à la Chine continentale, sans réel succès. Mais plus récemment, suite notamment à une affaire d’espionnage par un ancien employé chinois d’ASML, le gouvernement hollandais s’est aligné sur les attentes américaines et exerce désormais directement le contrôle des licences d’exportation.

En outre, il existe encore quelques pôles industriels conséquents en Europe : celui de Dresde, qui a attiré Global Foundries (US) et le leader taïwanais TSMC[26] ; celui de Münich (Infineon, spinoff de Siemens) ; et celui autour de Grenoble (ST Micro), dont l’attractivité pourrait ne pas être aussi forte, à la lumière des incertitudes sur la mégafab conjointe STMi-Global Foundries[27]. Par ailleurs, STMicro reste focalisé sur des marchés de niche (notamment transport). Mais de manière générale, l’Europe investit très peu, bien trop peu, sur l’innovation dans l’industrie des composants électroniques. Examinons le secteur des composants clé du calcul à haute performance, indispensables pour mener des recherches à la pointe en IA et dans plusieurs secteurs industriels. Après la triade NVidia, AMD et Intel, se profilent AWS, Alphabet, Alibaba, IBM, Huawei, etc. L’europe reste quasiment inexistante. Il fallait examiner, il y a peu, des domaines connexes comme la vision artificielle, pour trouver des acteurs tels que la fabless hollandaise Axelera AI, fondée en 2021, qui commercialise la puce Metis[28] (68 m$ de capital levé en 2024, 62 m$ en 2025, 140 employés, « des dizaines de clients »[29]). Kalray, une startup filiale du CEA, ambitionne de produire une puce sécurisée pour des plateformes autonomes.

L’Europe a lancé l’initiative European Processor Initiative (EPI)[30], en phase 2 avec notamment Axelera AI et SiPearl[31], une startup en grande partie française qui a bouclé un tour de table de 90 m€[32] en avril 2023 pour produire un chiplet pour l’IA. Ces deux projets ambitionnent d’apporter une indépendance technologique à l’Europe , avec pour SiPearl une promesse de performance énergétique très ambitieuse.

Depuis sa création en 2019, SiPearl a été forcée, peut-être faute d’une capitalisation suffisante, à relancer un cycle de développement qui l’a retardée de 2 ans. Etant parvenue semble-t-il à rattraper le rythme du marché, elle a lancé en été 2025 la production des premiers échantillons de sa puce de première génération, Rhéa 1. Les générations 2 et 3 suivront moyennant une levée de 200 m€ espérée en Série B. Il aura ainsi fallu une décennie pour qu’émerge enfin un acteur européen crédible du composant pour l’IA. Le développement d’Axelera AI  a été plus rapide : fondée en 2021), elle vient de boucler une levée de 250 mUSD et aurait 500 clients[33].

L’initiative EPI est au cœur d’EuroHPC Joint Undertaking (J.U)[34] (soutien financier total de l’ordre de 500 m€[35]). L’Euro HPC J.U vient de lancer le projet successeur DARE[36], dont la phase 1, sur 3 ans, recevra un financement maximum de 240 m€. Les « tickets » européens de subventions publiques sont donc de l’ordre du demi-milliard d’euros sur 2 ou 3 ans.

Parallèlement, Aux Etats-Unis,

• Joe Biden et Donald Trump se sont clairement relayés dans l’industrie du composant : Chips & Science Act (août 2022) avec un potentiel de 280 MUSD à la clé, dont 52MUSD de subventions aux implantations sur le territoire américain (l’acteur taïwanais TSMC étant particulièrement visé) ; annonce en mars 2026 d’un prolongement à 100 M$ pour renforcer la présence de TSMC ;
• 500 MUSD investis dans l’IA aux Etats-Unis en 2025, dont 215 dans des startups et 60 dans la construction de datacenters.

Au niveau mondial les volumes prévisionnels d’achats en matériels et infrastructures sont considérables : Mc Kinsey (7 TUSD en infrastructures pour le numérique dans son ensemble) ; Gartner (1,5 MUSD en 2025), tandis que Bain & Co, plus pondéré en raison des incertitudes sur le succès des modèles d’affaires, augure une forte hausse des tarifs au fil de la structuration du marché.

En tout état de cause, l’émergence d’un écosystème industriel du cloud et du calcul en Europe souffrira de la faiblesse des investissements, parallèlement à une hémorragie financière accrue générée par ses dépendances, en plus des enjeux d’autonomie développés ci-dessus. Une politique d’investissement vers l’écosystème local du cloud apparaît indispensable – nous en avons abordé quelques aspects – .

Cette politique d’investissement devra être ciblé et étendue à l’IA, une thématique plus complexe en raison notamment de ses évolutions extrêmement rapides, de son ancrage cognitif puissant et au-delà, de tous les enjeux de pouvoir qu’elle porte. Elle pourra faire l’objet d’une autre fiche.

L’effet d’un investissement bien ciblé permettra de verrouiller la maîtrise de technologies clé à volume financier limité, et c’est probablement la seule approche réaliste dans la mesure une politique d’investissement à l’image de celles de la Chine et des Etats-Unis est inconcevable à l’heure actuelle.

Une condition de succès est que la main d’œuvre spécialisée dans les domaines considérés ne soit pas aspirée notamment vers ces deux pays.

Une politique d’achats publics liée notamment à des projets structurants (base de données confiance pour la médecine de précision – exemple le Health Data Hub – ; initiatives sur les communs numériques en lien avec l’histoire et la mémoire ; architectures de confiance pour les services critiques ; etc.) est indispensable. La présentation plus précise de quelques domaines concernés, parmi les multiples que l’on pourrait énumérer, pourrait faire l’objet d’une étude spécifique.

En complément, l’orientation vers ces secteurs (ou des secteurs d’application), par exemple, d’une partie des fonds des assurances, pourrait jouer un rôle de facilitation. On pourrait envisager de l’associer à une réglementation pour promouvoir des actions d’adaptation face aux catastrophes naturelles climatiques dans le contexte du réchauffement, prenant appui sur des technologies à fort contenu numérique – sur un périmètre global, et non pas limité aux fermes de serveurs, ce qui lancerait une dynamique économique – . Il se trouve que l’impulsion donnée pendant des décennies par la Commission Européenne sur les thématiques d’adaptation face aux catastrophes naturelles, a fait naître un ensemble de capacités et de compétences qui constitue un terreau fertile.

Frédéric Tatout et Louis Cougouille

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[1] Les deux premiers aspects ont hérité de deux décennies de normalisation et de R&D, notamment en calcul de haute performance

[2] plus besoin d’investir dans un parc de machines répondant au maximum du besoin en ressource

[3] Ici : ordinateurs et logiciels.

[4] En 2000 : IBM, HP, Alcatel, SAP, etc. Depuis : GAMA (Google, Amazon, META, Apple), liste à laquelle il est d’usage d’ajouter un M pour Microsoft qui est resté un géant : ce sont les GAFAM devenus GAMAM, et en Chine : Baidu, Alibaba, Tencent, Xiaomi (les BATX).

[5] Avec des leaders emblématiques comme Uber, Netflix, Airbnb, Tesla, etc.

[6] Les autres les plus connus en Occident sont : BERT, BLOOM d’origine française, LlaMA, MISTRAL (français), Gemini, Grok.

[7] https://www.statista.com/chart/18819/worldwide-market-share-of-leading-cloud-infrastructure-service-providers/

[8] Exemple : il est souvent bien plus coûteux et fastidieux d’effacer les disques durs que de les recopier et empiler.

[9] DeepSeek est un laboratoire chinois d’intelligence artificielle fondé en 2023, spécialisé dans le développement de grands modèles de langage (LLM) et d’architectures d’IA optimisées pour l’efficacité énergétique.

[10] Mistral AI est un laboratoire français d’intelligence artificielle fondé en 2023, spécialisé dans le développement de grands modèles de langage (LLM) performants, ouverts et éco-responsables.

[11] Recours notamment à des schémas de compensation s empruntant des circuits complexes ou difficiles à tracer sur le long terme.

[12] A ce titre : Guide du MEDEF et de l’AFEP, rédigé avec le Service de l’information stratégique et de la sécurité économiques (Sisse), créé en 2016 pour assurer la protection des actifs stratégiques de l’économie française face aux menaces étrangères.

[13] «  Ces données d’une sensibilité particulière recouvrent :Les données qui relèvent de secrets protégés par la loi, notamment au titre des articles L.311-5 et L.311-6 du code des relations entre le public et l’administration (par exemple, les secrets liés aux délibérations du Gouvernement et des autorités relevant du pouvoir exécutif, à la défense nationale, à conduite de la politique extérieure de la France, à la sûreté de l’Etat, aux procédures engagées devant les juridictions ou encore le secret de la vie privée, le secret médical, le secret des affaires qui comprend le secret des procédés, des informations économiques et financières et des stratégies commerciales ou industrielles); Les données nécessaires à l’accomplissement des missions essentielles de l’État, notamment la sauvegarde de la sécurité nationale, le maintien de l’ordre public et la protection de la santé et de la vie des personnes. »

[14] (S3NS https://www.s3ns.io/ Thales 90% des parts sociales, Google Cloud 10% ; BleuCloud https://www.bleucloud.fr/ Orange, CapGemini et Azure, etc.)

[15] « vaccinées » par rapport à la menace juridique évoquée plus haut, sous réserve de traiter le volet technique.

[16] https://gaia-x.eu/wp-content/uploads/files/2021-11/Gaia-X%20Labelling%20Framework_0.pdf

https://docs.gaia-x.eu/policy-rules-committee/compliance-document/24.11/criteria_cloud_services/#P5.1.5 voir notamment critères P. 5.1.5. et P.5.1.6.

[17]https://www.cio-online.com/actualites/lire-eucs-la-certification-cloud-europeenne-qui-menace-de-desarmer-secnumcloud-15856.html : (12.09.2024) « Tout en soulignant l’incertitude juridique qui entoure encore le dossier, la CSNP, composée de sept députés, sept sénateurs et trois personnalités nommées par le ministre de l’Économie, estime que « l’adoption de l’EUCS, qu’il intègre ou non le niveau High+, rendrait caduque le référentiel SecNumCloud », la norme européenne étant appelée à se substituer aux référentiels nationaux, dont SecNumCloud en France. Sans oublier des difficultés d’application des articles relatifs à la protection des données stratégiques et sensibles sur le cloud que renferme la loi SREN. Sous la pression des lobbys de l’industrie de la tech américaine, le secrétaire d’Etat Anthony Blinken a envoyé, en septembre 2023, une note à Ursula von der Layen, la présidente de la Commission de Bruxelles, avertissant que l’inclusion de ces dispositions « pourrait nuire aux relations bilatérales économiques et sécuritaires » entre les deux blocs. »

[18] https://oracle.developpez.com/actu/370688/Oracle-poursuivi-en-justice-suite-a-deux-violations-massives-de-donnees-sur-le-cloud-accusee-de-negligence-notamment-a-cause-de-l-absence-d-un-chiffrement-adequat-l-entreprise-ne-les-aurait-pas-signale/

[19] https://github.com/orgs/ANSSI-FR/repositories?type=all – par exemple https://github.com/ANSSI-FR/eurydice

[20] monté par La Poste, Dassault Systèmes, Bouygues Télécom et la Banque des Territoires

[21] Keynectis a intégré en 2015 DocuSign, basé en Californie ; mais entre-temps une offre nationale et européenne avait émergé

[22] Cela tient au fait qu’en plus de la taille de son économie, celle-ci fonctionne au gré d’incitations gouvernementales massives et de bulles financières.

[23] Un très bon interview de son fondateur Liang Wenfeng https://www.chinatalk.media/p/deepseek-ceo-interview-with-chinas : What we lack in innovation is definitely not capital, but a lack of confidence and knowledge of how to organize high-density talent for effective innovation.

[24] La puissance de calcul d’une puce se traduisant en effet en nombre de circuits élémentaires qu’elle contient, autrement dit en densité surfacique ou volumique, étroitement liée à la finesse du trait de gravure.

[25] Source : wikipedia

[26] https://www.courrierinternational.com/article/allemagne-tsmc-inaugure-sa-premiere-usine-de-puces-en-europe-un-somptueux-cadeau-de-l-ue_221364

[27] https://www.usinenouvelle.com/article/en-isere-globalfoundries-est-il-en-train-de-lacher-stmicroelectronics-pour-sa-megafab-a-crolles.N2210430

[28] https://axelera.ai/ai-accelerators/metis-m2-ai-acceleration-card

[29] https://www.ecinews.fr/fr/axelera-lance-metis-une-carte-edge-pour-lia-en-memoire/

[30] https://cordis.europa.eu/article/id/442363-building-europe-s-high-performance-computing-capabilities/fr

[31] https://sipearl.com/joint-projects-european-processor-initiative

[32] https://www.usinenouvelle.com/article/la-start-up-sipearl-leve-90-millions-d-euros-pour-accelerer-la-commercialisation-d-un-microprocesseur-europeen.N2119136

[33] https://www.afp.com/fr/infos/axelera-ai-obtient-plus-de-250-millions-de-dollars-pour-la-croissance-commerciale

[34] https://eurohpc-ju.europa.eu/3-new-ri-projects-boost-digital-sovereignty-europe-2022-02-03_en

[35] https://eurohpc-ju.europa.eu/system/files/2023-06/Decision%2010.2023.-%202nd%20Amendment%20WP%202023.pdf https://www.europarl.europa.eu/cmsdata/269929/EuroHPC%20JU_RBFM%202022.pdf

[36] https://eurohpc-ju.europa.eu/advancing-european-sovereignty-hpc-risc-v-2025-03-06_en

La politique du marché électrique de l’UE a été pour le moins chaotique au cours de ses trente premières années et n’est pas encore complètement stabilisée aujourd’hui même si des progrès significatifs ont été réalisés comme en font l’analyse les deux notes ci-dessous de Dominique Finon.

Il s’agissait de concilier des stratégies fortement divergentes :

• de la France, la Suède, la Finlande et quelques autres dont le Royaume-Uni ainsi que les pays d’Europe orientale héritiers des réalisations nucléaires russes.
• critiqués par une autre partie de l’Europe – l’Allemagne, l’Autriche, … – qui appréhendaient de nouveaux accidents graves de type Tchernobyl ou Fukushima, soutenue par les services de la Commission très pro-ENR, projets considérés comme seuls acceptables d’un point de vue écologique.

Des compromis boiteux ont été passés pour laisser les uns et les autres suivre leur chemin :

• pour les uns, par la prolongation de durée de vie du parc nucléaire existant, puis le lancement des EPR, dont le coût a augmenté en raison d’une complexification du design des réacteurs par des contraintes de sûreté de plus en plus fortes.
• et, pour les seconds, par des réalisations de parcs éoliens ou photovoltaïques, représentant aujourd’hui jusqu’à environ 50% de la production électrique de ces pays mais au prix d’une assistance de centrales thermiques au charbon et au gaz, ce dernier importé de Russie puis, depuis la guerre en Ukraine, des Etats Unis par voie maritime, sous forme de GNL,
• tandis que la Commission poussait à des interconnexions entre réseaux nationaux pour promouvoir un marché d’échanges européen

Sous pression de la Commission Européenne, visant à une libéralisation du marché de l’électricité, fut mis en place en France le dispositif de l’ARENH selon lequel, pendant 15 ans, EDF a dû vendre 100 TWh par an de sa production nucléaire, à un tarif fixe de 42 €/MWh, alors que la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) évaluait le coût de cette énergie entre 55 et 63 €/MWh. Cela revenait pour EDF à subventionner ses propres concurrents … D’où un déficit à son bilan de quelques 50 Mds€ !

Il devenait absolument nécessaire à l’UE de refonder les conditions du marché européen de l’électricité.

S’est constitué à l’initiative de la France une « association pour le nucléaire » réunissant une quinzaine de pays membres de l’UE concernés qui a équilibré le poids de l’Allemagne et d’autres pays membres dans la reprise des négociations avec la Commission.

Deux notes analysent les accords auxquels sont parvenus les partenaires avec les autorités européennes.

• La première, disponible ici sur notre site, présente la réforme du marché de l’électricité de 2024 avec comme sous-titre l’appréciation de son auteur : un grand pas dans la bonne direction pour l’investissement.

Alors que la Commission ne jurait jusqu’alors que par une vision dogmatique du marché à court terme qui seul pouvait réguler les échanges entre producteurs et consommateurs d’électricité, sont maintenant autorisés des contrats à long terme de projets ENR ou nucléaire avec la puissance publique nationale : ces contrats pour différences ou CfD. sont des contrats de long terme (avec une échéance de 15 à 30 ans selon les technologies) entre investisseurs en équipement bas carbone (ENR ou nucléaire) et l’Etat pour qu’il couvre les risques du marché. Ces CfDs peuvent donc s’appliquer aux nouveaux projets nucléaires pour faciliter leur financement : cela a ainsi été le cas pour le projet tchèque de deux réacteurs APR d’origine coréenne implanté à Dukovany, ainsi que pour le projet polonais de trois réacteurs AP1000 de Westinghouse.

On a voulu également encourager le développement de PPA (Power Purchase Agreement) entre producteurs éoliens ou PV et gros acheteurs. Toutefois, contrairement aux CfDs, ils ne devraient jouer qu’un rôle mineur, notamment parce que ce sont des contrats sur les MWh physiques et en raison des difficultés de gestion de l’équilibre entre la variabilité des productions de ces ENRi. Bien que ce ne soit pas mentionné dans le texte, rien n’empêchera que des PPAs soient signés avec un nouveau SMR, ou pour l’enlèvement d’une partie de la production d’un futur AP1000 ou un EPR2.

• La deuxième note, ci-après, traite des Interconnexions électriques avec l’appréciation : tous les systèmes sont loin d’être gagnants …

Le dogme sur lequel se base la Commission est que le développement des infrastructures physiques entre pays est nécessaire à une plus grande intégration des marchés qui se ferait au bénéfice de tous. En pratique, cette ambition est très orientée par l’impératif germano-bruxellois selon lequel tous les pays doivent suivre la même voie de transition électrique basée sur les seules ENR intermittentes (EnRi).

Pourtant, en donnant la priorité à l’augmentation des capacités d’échange, la démarche bruxelloise pousse les Etats-membres adeptes des seules EnRi à négliger de développer en cohérence leurs moyens de flexibilité et des capacités adéquates.

Une démarche véritablement européenne impliquerait que chacun assure d’abord un développement cohérent de son système et tienne compte de ses effets de ses choix sur les pays voisins.

Le projet de directive Réseaux électriques provoque donc de franches oppositions. C’est le cas de la part de la Suède et de la France, car les interconnexions actuelles avec l’Allemagne ou l’Espagne ont déjà des effets négatifs importants sur leurs propres systèmes respectifs.

Reste que pour la France, il est clair que les capacités d’interconnexions avec les six pays limitrophes permettent d’exporter nos surplus d’électricité venant du nucléaire : en 2025, les 92 TWh exportés ont engendré 5,4 Mds € de recettes.

Jacques Roger-Machart et Olivier Appert

Temps de lecture : 15 minutes

La recherche d’une intégration croissante des marchés de l’électricité entre pays membres de l’UE ne date pas d’hier. Depuis le début de la libéralisation des marchés dans les années 90, l’intégration physique de systèmes et celle des marchés ont été sensiblement améliorées par l’augmentation des capacités des interconnexions, l’harmonisation des codes de réseau et l’extension progressive des dispositifs de couplage de marché (ou market coupling) entre systèmes (expliqué en annexe). Mais la Commission veut aller plus loin, en considérant que çà ne peut être que dans l’intérêt de tous selon les principes du libre-échange, ce qui est contestable dans notre cas pour de nombreuses configurations.

Elle a présenté fin 2025 un ensemble de textes regroupés sous l’appellation « Paquet Réseaux » dans lequel elle affiche, dans le domaine des systèmes électriques, son ambition d’asseoir son autorité sur les choix des nouvelles interconnexions avec,  d’un côté, une planification centralisée par laquelle elle fixerait les orientations aux Vingt-Sept tous les quatre ans et, de l’autre, le pouvoir d’imposer aux Etats-membres des interconnexions additionnelles en court-circuitant les choix nationaux et les analyses techniques des gestionnaires de réseaux et des régulateurs nationaux. Projet faussement technique et fondamentalement politique, comme on va le voir.

Sa volonté est qu’en 2030, les capacités des interconnexions de chaque système atteignent 15% de sa pointe de demande[1], sans prendre en compte les effets négatifs possibles d’une nouvelle liaison transfrontalière pour l’un des deux concernés. Alors que les projets transfrontaliers coûtent chers, ils ont des bénéfices et des coûts inégalement répartis. Les débats sont donc très tendus sur le sujet de qui doit payer, en regard de celui qui en profite vraiment[2]. Le projet de directive Réseaux électriques provoque de franches oppositions à Bruxelles où les décisions sont prévues durant ce printemps. C’est le cas de la part de Suède et de la France, car les interconnexions actuelles avec l’Allemagne ont déjà des effets négatifs importants sur leurs systèmes respectifs.

Il faudrait que soient pris en compte ls inconvénients de tous ordres entraînés par ces déversements depuis les systèmes à dominante EnRi (Allemagne, Espagne, etc.) dans les systèmes bas carbone voisins. Ceux-là ne pourront que croître si de nouvelles interconnexions sont mises en place avec les champions des EnRi à leur corps défendant. Et c’est loin d’être gagné.

La transmission des effets des EnRi d’un système à l’autre

Rappelons d’abord que, dans tout système, la croissance des capacités des installations EnRi qui produisent à coût marginal nul introduisent, à partir d’un seuil de 10 à 15% des productions, de plus en plus de variabilité dans les productions du système et par là, de volatilité des prix spot. Elles orientent aussi tendanciellement la moyenne de ceux-ci à la baisse, comme on le voit depuis 2024 avec des prix moyens autour de 50 €/MWh, ce qui dégrade la valeur des équipements non ENR dont la production est vendue aux prix du marché, contrairement aux installations ENR qui ont toutes des revenus garantis pour chaque MWh produit. Les interconnexions en rajoutent, en propageant ces effets depuis les systèmes à forte part d’EnRi vers les autres systèmes à dominante électrique et nucléaire

Volatilité et baisses des prix

Dans un sens, les interconnexions contribuent à l’amplification de la réduction des prix horaires avec l’augmentation des heures à prix très bas, nuls ou négatif en France. Les prix négatifs, dus au manque d’équipements flexibles et pilotables en Allemagne se transmettent au système français via le couplage des marchés. Dans une situation hypothétique où le système français serait très peu connecté avec ses voisins, il n’aurait pas ou très peu d’heures où les prix seraient négatifs, compte tenu de l’importance de ses capacités pilotables pour assumer l’intermittence des productions de PV solaire et d’éolien dans une journée, sachant que ces productions ne comptent que pour 15% dans celles de tout le mix électrique contre 40% en Espagne et 45 % en Allemagne. Les interconnexions avec celle-ci ne sont pas étrangères au fait que le nombre d’heures à prix négatifs est passé de 183 h en 2023 à 508 h en 2025. Si les capacités d’échange avec nos deux voisins croissent de façon significative, la fréquence de prix horaires nuls ou négatifs ne cessera pas d’augmenter.

Le problème ne s’arrête pas là. Avec le couplage de marchés, lors de productions surabondantes des EnRi en Allemagne, les flux commerciaux s’orientent logiquement vers le marché français où les prix sont plus élevés, et ce jusqu’à saturation des interconnexions. Ceci fait souvent baisser les prix en dessous du coût d’exploitation du nucléaire, ce qui oblige de plus en plus fréquemment de réduire la production de certains réacteurs, voire de les mettre à l’arrêt complet. D’où les effets très mal venus de cette modulation nucléaire en termes de fragilisation des composants des installations, mais aussi de pertes de revenus pour EDF du fait des réduction de ses ventes et de la baisse des prix de marché. Ceci conduit à une perte de valeur des installations nucléaires en place, et plus tard de la fermeture précoce de certaines unités dont l’usure sera trop importante et les frais d’entretien trop élevés pour être couverts par les revenus des ventes de leurs MWh sur le marché[3]. Plus encore, ces effets rendront les investissements dans de nouveaux équipements nucléaires moins rentables.

Dans cette logique, les interconnexions en viennent à affaiblir la sécurité du système français en forçant parfois des réacteurs à l’arrêt complet, ce qui retire de l’inertie indispensable à sa stabilité et, par voie de conséquence, à la stabilité des systèmes voisins.  On aboutit au paradoxe suivant : si on accroît les interconnexions à la demande des champions des EnRi parce qu’ils veulent non seulement pouvoir exporter leurs surplus, mais profiter aussi des ressources d’inertie et de flexibilité des centrales françaises (on pense à l’Espagne en particulier), on peut se retrouver avec moins de sources d’inertie disponibles aux moments critiques des autres systèmes

La régulation des intermittences par les systèmes voisins à mix nucléaire/hydraulique

Lorsque les éoliennes et les installations photovoltaïques allemandes ont une production en berne, les prix s’établissent à des niveaux élevés, ce qui conduit par le market coupling  à attirer les MWh produits en France jusqu’à ce que les interconnexions saturent. C’est ainsi que les interconnexions servent dans les deux sens à la compensation de la variabilité croissante des productions horaires des EnRi allemandes quand il y en a trop par rapport à la demande, et aussi quand il n’y en a pas assez, ou plus du tout. Mais il en est de même avec les systèmes suédois et norvégien.

La transmission des effets de rareté

Les effets de rareté vont se transmettre d’un système à l’autre via le couplage de marchés. Une telle transmission de prix extrêmes s’est produite entre l’Allemagne d’un côté et la Norvège et la Suède de l’autre, lors d’un effondrement des productions éoliennes et solaires allemandes fin 2024, alors que les systèmes scandinaves sont bien dimensionnés et donc très peu exposés en interne à des effets de rareté.  Les 12 et 13 décembre 2024, la chute totale de ces productions pendant plusieurs heures, a provoqué en Norvège, une hausse de prix à 100 €/MWh et en Suède à 750 €/MWh, soit respectivement 50 et 20 fois le niveau moyen.

Dans les deux pays, de tels pics de prix ont des effets importants sur les industriels et les ménages qui, pour beaucoup, sont engagés dans des contrats à prix indexés sur les prix du marché horaire. La question est devenue politique et les deux pays ont réagi de façon radicale. Le gouvernement norvégien a décidé de ne pas renouveler l’interconnexion Skagerrak avec l’Allemagne en fin de vie et de ne pas donner suite au projet NorthConnect de liaison avec l’Ecosse. La réponse de la Suède a été de ne plus autoriser de nouvelles interconnexions, dont celle de 700 MW qui était envisagée entre le sud de la Suède et l’Allemagne.

Tout se passe à l’avantage de l’Allemagne

La politique de transition électrique basée sur les seules EnRi que promeut la Commission, est définie sur des bases idéologiques en oubliant sciemment l’option nucléaire, et les réacteurs existants qui contribuent radicalement à la limitation des émissions du secteur électrique. Elle fixe aussi des objectifs d’installation EnRi sans égard pour la stagnation de la demande qui est effective partout en Europe de l’Ouest. En même temps elle n’impose aucunement à chaque Etat-membre un développement des sources de flexibilité et de centrales pilotables qui soit coordonné avec celui des sources intermittentes. Et aucun autre texte européen n’en fait vraiment obligation.

C’est un des côtés paradoxaux du traité européen. Selon son article 194, chaque État choisit de façon souveraine les voies et les moyens d’atteindre les objectifs fixés au niveau européen dans le domaine de l’énergie et du climat, mais sans qu’on leur impose de consolider les fondements de leur sécurité de fourniture et de la stabilité de leur système lorsqu’ils mettent la priorité sur les EnRi. Et rien ne les incite à le faire réellement car ils peuvent profiter des interconnexions pour ne pas le faire suffisamment afin de garantir la sécurité de leur système. Ils peuvent même fermer des capacités pilotables sans les compenser par l’installation de nouvelles, comme c’est le cas de l’Allemagne et de l’Espagne.

Focalisons-nous sur le cas de la première. Elle s’est jetée dans l’option tout EnRi sans tenir compte des contraintes lourdes d’installation de sources de flexibilité pour assurer le back-up de ses productions intermittentes au fur et à mesure de leur développement. De même elle n’assume pas les contraintes de développement de son réseau de transport haute tension entre le sud industriel et le nord où sont localisées l’essentiel des éoliennes.

Elle table donc sur ses voisins pour assurer sa sécurité de fourniture en toute situation, sans prendre en compte les effets de sa politique sur la sécurité de fourniture de ceux-ci, l’incertitude liée à la volatilité des prix du marché, l’augmentation des prix nuls et négatifs, et les effets de flux en boucle (loop flows) qui résultent de l’insuffisance de développement de son réseau. Lors des fortes productions éoliennes localisées dans le nord du pays, les congestions sur les liaisons nord-sud obligent les flux à emprunter des voies détournées par les réseaux voisins pour aller vers le sud industriel en suivant la voie de la moindre résistance, selon les lois physiques de Kirchhoff. Ce sont de véritables « passagers clandestins », car non rémunérés et non déclarés lors des prévisions d’échanges entre pays, alors qu’ils parasitent les échanges commerciaux internes, mais aussi externes en limitant les possibilités d’échanges prévus par les interconnexions.

A l’heure actuelle la capacité totale des installations éoliennes et photovoltaïque allemandes est de 168 GW (dont 117 GW de photovoltaïque PV et 68 GW d’éolien). Elle dépasse largement la demande de pointe en été de 65 GW et celle d’hiver de 85 GW, tandis que la capacité totale de centrales pilotables (charbon, lignite, gaz naturel, etc.) n’est que de 80 GW en attendant les fermetures prochaines de centrales à charbon.  Avec ces 168 GW d’EnRi, le système allemand crée déjà un certain désordre dans les systèmes voisins, dont les système français et scandinaves, alors que l’objectif de l’Energiewende est d’atteindre 360 GW d’EnRi en 2030 (dont 235 GW de PV et 125 GW d’éolien) et 510 GW en 2035, alors que les demandes ne devraient sûrement pas croître vraiment d’ici là, vu le marasme de l’économie allemande.

Le futur va donc réserver de mauvaises surprises aux systèmes adjacents au système allemand. Quinze ans après les choix initiaux de l’Energiewende, on voit à peine le début de démarrage d’un plan d’installer 40 GW de centrales à gaz affiché depuis longtemps. Un premier appel d’offres pour 12 GW – qui doivent être hydrogène compatible pour « faire passer la pilule » — doit être lancé en 2026. Et le grand plan hydrogène est encore dans les limbes. Visiblement notre voisin table sur les capacités d’échange permises par les interconnexions pour pallier son manque de sources de flexibilité et d’inertie et de capacités adéquates pour assurer la sécurité de fourniture.

Le projet très orienté de la Commission européenne

Le dogme sur lequel se base la Commission est que le développement des infrastructures physiques entre pays sont nécessaires à une plus grande intégration des marchés qui se ferait au bénéfice de tous. En pratique, cette ambition est très orientée par l’impératif germano-bruxellois selon lequel tous les pays doivent suivre la même voie de transition électrique basée sur les seules ENR intermittentes (EnRi). Selon un des textes, il s’agit « d’assurer de la meilleure façon une transition coordonnée vers les énergies renouvelables, en assurant au mieux la sécurité des systèmes en garantissant des prix compétitifs aux industries et en allégeant les factures des ménages (…) ». Les différences de choix de transition bas carbone entre pays sont purement et simplement ignorées, alors que des systèmes basés sur les grandes techniques bas carbone pilotables, sont intrinsèquement stables et n’ont pas un besoin aussi aigu d’être interconnectés.

Les interconnexions conçues pour assurer la solidarité technique entre les systèmes européens tendent à devenir un canal de déversement des productions excédentaires d’ENRi des champions verts dans ceux qui ont déjà un système décarboné à dominante nucléaire ou hydraulique. Elles leur servent à compenser leur déficit d’installations pilotables, de sources de flexibilité et de ressources d’inertie, le tout sous couvert de justifications d’optimisation économique collective à l’échelle européenne. En donnant la priorité à l’augmentation des capacités d’échange, la démarche bruxelloise pousse les Etats-membres adeptes des seules EnRi à négliger de développer en cohérence leurs moyens de flexibilité et des capacités adéquates. Une démarche véritablement européenne impliquerait que chacun assure d’abord un développement cohérent de son système et tienne compte des effets de leurs choix sur les pays voisins.

Avec leurs modèles de réseaux, les régulateurs et les gestionnaires de réseaux respectifs évaluent déjà avec prudence les coûts et les bénéfices d’un projet transfrontalier pour leur propre système. Chaque projet ne présente pas les mêmes intérêts pour chacun des systèmes concernés en termes de progrès dans l’équilibrage des zones de part et d’autre de la frontière et de dépenses nécessaires pour renforcer les réseaux de transport respectifs. (C’est le cas de l’interconnexion Golfe de Gascogne en cours d’installation entre l’Espagne et la France qui nécessite de renforcer le réseau du sud-ouest de RTE). Mêmes prudentes, ces évaluations se font dans un cadre statique où sont occultés les effets dynamiques de long terme qui peuvent être négatifs pour l’une des deux parties en réduisant sa sécurité de fourniture, en faisant baisser les prix moyens, en augmentant le coût budgétaire du soutien aux EnRi locales, en dévalorisant les actifs nucléaires et en baissant les incitations à investir, du fait du déversement de MWh venant des pays champions des EnRi. Concrètement, une nouvelle interconnexion vers l’Allemagne ou l’Espagne qui serait imposée par Bruxelles à la France pourrait n’avoir aucun bénéfice pour la sécurité et au contraire affecter l’économie du système électrique national.

Or demain ce sera à l’organisme européen mandaté par la Commission de procéder à l’évaluation du coût-bénéfice des nouvelles interconnexions avec ses critères propres et d’imposer ce que cet organisme estime devoir l’être au regard de ce que serait « l’intérêt collectif européen » dans une perspective biaisée que l’on devine. Cet organisme pourra ignorer les inconvénients et l’absence de bénéfices pour l’un des deux systèmes concernés par le projet d’interconnexion analysé, pourvu que le voisin champion des EnRi en retire tout le bénéfice. Il sera tout de même difficile d’accepter, vu de Paris ou de Stockholm, qu’il y ait un soi-disant bénéfice global européen là où les plus vertueux en termes d’émissions de CO₂ sont perdants. L’exemple de la Suède ou la Norvège, aux systèmes électriques décarbonés — qui s’opposent à l’installation de nouvelles interconnexions avec l’Allemagne en raison des perturbations qu’elles entraînent — est à méditer. Il doit conforter le gouvernement français dans son opposition au projet de la Commission

Il ne s’agit pas ici de mettre en doute le rôle des interconnexions en place qui est bénéfique en matière de sécurité des systèmes et d’avantages à échanger. Pour la France, il est clair que les capacités d’interconnexions avec les six pays limitrophes permettent d’exporter nos surplus d’électricité venant du nucléaire. (En 2025, les 92 TWh exportés ont engendré 5,4 Mds € de recettes). Mais ceci ne justifie en rien que l’on développe un peu plus nos interconnexions sur des bases idéologiques. Sans parler du fait que les surplus de production sont pratiquement à leur maximum, les problèmes que posent dès maintenant les flux importés venant du déversement des MWh d’EnRi des pays voisins ne manqueront pas d’augmenter si on accroît les interconnexions avec ces derniers ENRi.

Fondamentalement la différenciation croissante des mix électriques en transition — avec, ici, le maintien de systèmes pilotables à dominante nucléaire/hydraulique, et, là, la priorité donnée au développement accéléré des EnR qui sont intermittentes et qui produisent à coût marginal nul – change définitivement la donne.

Dominique Finon et Etienne Beeker

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[1] Ceci signifierait pour la France une augmentation des capacités d’import-export de 40% (pour atteindre 24 GW dans un sens, 29 GW dans l’autre), qui sera programmée en priorité sur les capacités avec l’Allemagne et l’Espagne.

[2]Les débats sont d’autant plus vifs que le projet prévoit de faire financer une partie de l’investissement de n’importe quelle interconnexion que la Commission imposerait par un fonds alimenté par 25 % des recettes actuelles des péages aux interconnexions que chaque gestionnaire de réseau encaisse actuellement alors que celles-ci servent à alléger le tarif du service de transport-distribution (le TURPE en France).

[3] Voir le récent rapport d’EDF sur la modulation nucléaire dans lequel tous ces effets sont analysés. https://www.edf.fr/sites/groupe/files/2026-02/2026_02_16_ETUDE_MODULATION.pdf

Le market coupling optimise économiquement les échanges horaires d’énergie et de services-système entre deux systèmes et leur marché respectif. Les ordres groupés des bourses d’électricité pour chaque heure du lendemain (ce qu’on appelle marché day ahead) sont regroupés et ensuite appariés pour découvrir un prix de compensation de marché uniforme, en tenant compte des contraintes techniques limitant sur l’heure considérée la capacité des interconnexions dans chaque sens du flux d’échange. Le couplage des marchés donne la priorité aux échanges entre les systèmes par rapport à l’équilibre économique offre-demande horaire au seul niveau de chaque système, ce qui conduit à la transmission des raretés survenant dans l’un vers les autres systèmes par l’appel à des productions moins chères venant de ces derniers.

Effet du couplage de marché entre systèmes de mix bas-carbone différents

Comme on le voit sur la figure, initialement on part dans la zone A d’une demande D qui conduit à un prix dans cette zone inférieur à celui de la zone de prix B. La zone de prix A va donc exporter vers la zone de prix B. D’où l’alignement des prix entre les deux zones et le changement des ordres de mérite respectifs de la zone A qui exporte (la demande est désormais D+X) et de la zone B qui importe.

Source : UFE

 

La politique du marché électrique de l’UE a été pour le moins chaotique au cours de ses trente premières années et n’est pas encore complètement stabilisée aujourd’hui même si des progrès significatifs ont été réalisés comme en font l’analyse les deux notes ci-dessous de Dominique Finon.

Il s’agissait de concilier des stratégies fortement divergentes :

• de la France, la Suède, la Finlande et quelques autres dont le Royaume-Uni ainsi que les pays d’Europe orientale héritiers des réalisations nucléaires russes.
• critiqués par une autre partie de l’Europe – l’Allemagne, l’Autriche, … – qui appréhendaient de nouveaux accidents graves de type Tchernobyl ou Fukushima, soutenue par les services de la Commission très pro-ENR, projets considérés comme seuls acceptables d’un point de vue écologique.

Des compromis boiteux ont été passés pour laisser les uns et les autres suivre leur chemin :

• pour les uns, par la prolongation de durée de vie du parc nucléaire existant, puis le lancement des EPR, dont le coût a augmenté en raison d’une complexification du design des réacteurs par des contraintes de sûreté de plus en plus fortes.
• et, pour les seconds, par des réalisations de parcs éoliens ou photovoltaïques, représentant aujourd’hui jusqu’à environ 50% de la production électrique de ces pays mais au prix d’une assistance de centrales thermiques au charbon et au gaz, ce dernier importé de Russie puis, depuis la guerre en Ukraine, des Etats Unis par voie maritime, sous forme de GNL,
• tandis que la Commission poussait à des interconnexions entre réseaux nationaux pour promouvoir un marché d’échanges européen

Sous pression de la Commission Européenne, visant à une libéralisation du marché de l’électricité, fut mis en place en France le dispositif de l’ARENH selon lequel, pendant 15 ans, EDF a dû vendre 100 TWh par an de sa production nucléaire, à un tarif fixe de 42 €/MWh, alors que la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) évaluait le coût de cette énergie entre 55 et 63 €/MWh. Cela revenait pour EDF à subventionner ses propres concurrents … D’où un déficit à son bilan de quelques 50 Mds€ !

Il devenait absolument nécessaire à l’UE de refonder les conditions du marché européen de l’électricité.

S’est constitué à l’initiative de la France une « association pour le nucléaire » réunissant une quinzaine de pays membres de l’UE concernés qui a équilibré le poids de l’Allemagne et d’autres pays membres dans la reprise des négociations avec la Commission.

Deux notes analysent les accords auxquels sont parvenus les partenaires avec les autorités européennes.

• La première, ci-après, présente la réforme du marché de l’électricité de 2024 avec comme sous-titre l’appréciation de son auteur : un grand pas dans la bonne direction pour l’investissement.

Alors que la Commission ne jurait jusqu’alors que par une vision dogmatique du marché à court terme qui seul pouvait réguler les échanges entre producteurs et consommateurs d’électricité, sont maintenant autorisés des contrats à long terme de projets ENR ou nucléaire avec la puissance publique nationale : ces contrats pour différences ou CfD. sont des contrats de long terme (avec une échéance de 15 à 30 ans selon les technologies) entre investisseurs en équipement bas carbone (ENR ou nucléaire) et l’Etat pour qu’il couvre les risques du marché. Ces CfDs peuvent donc s’appliquer aux nouveaux projets nucléaires pour faciliter leur financement : cela a ainsi été le cas pour le projet tchèque de deux réacteurs APR d’origine coréenne implanté à Dukovany, ainsi que pour le projet polonais de trois réacteurs AP1000 de Westinghouse.

On a voulu également encourager le développement de PPA (Power Purchase Agreement) entre producteurs éoliens ou PV et gros acheteurs. Toutefois, contrairement aux CfDs, ils ne devraient jouer qu’un rôle mineur, notamment parce que ce sont des contrats sur les MWh physiques et en raison des difficultés de gestion de l’équilibre entre la variabilité des productions de ces ENRi. Bien que ce ne soit pas mentionné dans le texte, rien n’empêchera que des PPAs soient signés avec un nouveau SMR, ou pour l’enlèvement d’une partie de la production d’un futur AP1000 ou un EPR2.

• La deuxième note, disponible ici sur notre site, traite des Interconnexions électriques avec l’appréciation : tous les systèmes sont loin d’être gagnants …

Le dogme sur lequel se base la Commission est que le développement des infrastructures physiques entre pays est nécessaire à une plus grande intégration des marchés qui se ferait au bénéfice de tous. En pratique, cette ambition est très orientée par l’impératif germano-bruxellois selon lequel tous les pays doivent suivre la même voie de transition électrique basée sur les seules ENR intermittentes (EnRi).

Pourtant, en donnant la priorité à l’augmentation des capacités d’échange, la démarche bruxelloise pousse les Etats-membres adeptes des seules EnRi à négliger de développer en cohérence leurs moyens de flexibilité et des capacités adéquates.

Une démarche véritablement européenne impliquerait que chacun assure d’abord un développement cohérent de son système et tienne compte de ses effets de ses choix sur les pays voisins.

Le projet de directive Réseaux électriques provoque donc de franches oppositions. C’est le cas de la part de la Suède et de la France, car les interconnexions actuelles avec l’Allemagne ou l’Espagne ont déjà des effets négatifs importants sur leurs propres systèmes respectifs.

Reste que pour la France, il est clair que les capacités d’interconnexions avec les six pays limitrophes permettent d’exporter nos surplus d’électricité venant du nucléaire : en 2025, les 92 TWh exportés ont engendré 5,4 Mds € de recettes.

Jacques Roger-Machart et Olivier Appert

Temps de lecture : 15 minutes

La crise au Moyen Orient et ses effets sur le prix du gaz a réactivé les interrogations sur la pertinence de la libéralisation du secteur électrique, du fait des problèmes que pose le marché de l’électricité. Sa conception conduit à une corrélation entre le prix de l’électricité et celui du gaz pendant un nombre significatif d’heures sur l’année, ce qui expose les consommateurs aux hausses de prix du gaz. En parallèle avec le déploiement des EnR de coût marginal nul à très grande échelle, il est marqué par une baisse des prix moyens (du fait de prix horaires fréquemment très bas ou nuls) et par une volatilité croissante des prix peu propice à envoyer des signaux de long terme pour investir. L’intégration des systèmes et des marchés conduit à la transmission de ces effets depuis les systèmes à dominante EnR vers les systèmes à dominante nucléaire et hydraulique, comme depuis l’Allemagne vers la Suède ou la France

De ce fait, les équipements nucléaires, qui doivent moduler leur production lorsque le prix horaire est inférieur à leur coût d’exploitation, perdent de leur rentabilité. De même on peut craindre que les investissements dans le nucléaire soient dissuadés alors même que ceux dans les renouvelables bénéficient de subventions permettant de garantir leurs revenus sur le long terme.

En fait, sur ces questions, il ne faut pas ignorer la récente réforme du marché de l’électricité adopté à la suite de la crise des prix du gaz et de l’électricité de 2022-2023 qui résulta de l’agression russe contre l’Ukraine, réforme qui corrige certains de ces défauts. Le Règlement européen adopté en mai 2024 permet de recourir à grande échelle à des contrats financiers de long terme avec l’Etat pour tout investissement dans un équipement bas carbone, qui permettent de couvrir une grande partie des risques de l’investisseur, ce qui concerne directement les nouveaux réacteurs nucléaires. Il ouvre aussi la possibilité de redistribuer les rentes des producteurs bas carbone aux consommateurs en période de prix très élevés. Il permet enfin de faciliter les investissements dans les sources de flexibilité.

A ceci s’ajoute la reconnaissance en 2023 par la Commission du principe de neutralité technologique qui devrait permettre au nucléaire d’échapper à l’ostracisme dont il a été frappé systématiquement dans les textes européens. Le Règlement traite ainsi le nucléaire sur un pied d’égalité avec les projets ENR en ce qui concerne la mise en œuvre des cadres contractuels facilitant le déclenchement d’investissement dans les technologies bas carbone et dans la rénovation des équipements éoliens et … nucléaires.

On précisera dans cette note les avancées permises par cette réforme. Dans une seconde note, on analysera les problèmes posés par l’intégration physique de systèmes bas carbone différents en structure de mix, les systèmes à dominante hydraulique et nucléaire étant affectés de façon croissante par les déversements de MWh d’EnR intermittentes.

Les limites du market design d’origine

Le market design du marché de l’électricité présente une triple limite.

Un prix aligné sur le coût variable du producteur marginal

Il donne des prix horaires alignés sur le coût du combustible, ou le coût d’exploitation, du producteur marginal (celui appelé en dernier par le marché), ce qui conduit à une volatilité des prix d’une heure à l’autre ou d’un mois à l’autre.

Il expose les fournisseurs et les consommateurs à des épisodes de prix très élevés en raison de la volatilité des prix du gaz, sachant que sur le marché intégré ouest-européen, c’est une centrale à gaz qui est souvent la centrale marginale. Ceci explique la crise des prix de l’électricité, mais qui aurait été bien moindre en France sans les problèmes de disponibilité du nucléaire et de corrosion sous contrainte. Pendant la crise, durant 75% des heures sur l’année, les prix horaires ont dépendu en France du prix du gaz, contre 20% actuellement après le retour à la normale de la production nucléaire

Ce modèle de marché ne permet pas non plus aux consommateurs de bénéficier de prix stables et modérés alignés sur les coûts du nucléaire existant. Ailleurs, là où on ne parle que d’éolien et de photovoltaïque, le market design ne permet pas non plus aux consommateurs de bénéficier de prix modérés qui reflèteraient les baisses de coût importantes des techniques ENR que l’on ne cesse de nous rappeler. C’est ce paradoxe qui a contribué à lancer les débats autour de la nécessité de réformer le market design à Bruxelles, en plus de l’exposition des consommateurs à des prix très élevés lors de crise gazière.

Un non-alignement des prix sur les coûts complets des techniques

La volatilité des prix spot, — même si elle est compensée en partie par le fait que les transactions se font surtout par des contrats à terme à 3 ou 6 mois, ce qui conduit les acteurs de marché à parier sur des prix lissés — rend impossible l’anticipation à long terme de la rentabilité de tout investissement en production.

De plus les prix horaires ne reflètent jamais le coût complet des technologies de production, même quand elles sont appelées avant la technique marginale et bénéficient de ce qu’on appelle une rente infra-marginale. Dit autrement le signal-prix envoyé par le marché horaire est inefficace pour investir dans des équipements d’une durée de 30, 60 ou 100 ans, comme c’est le cas pour tous les équipements bas carbone (ENR, nucléaire, CSC/capture du carbone). Il ôte donc aux prix du marché tout rôle en tant que signaux de long terme pour investir dans des équipements de production. C’est ce que montre d’ailleurs l’expérience des quinze dernières années en Europe où presqu’aucun investissement n’a été réalisé par la voie du marché.

Une rémunération insuffisante des sources de flexibilité

Le market design ne permet pas de relever le défi de la sécurité d’approvisionnement. Le problème reste entier pour l’investissement dans les équipements de pointe, le renouvellement des équipements pilotables, le développement des sources de flexibilité (stockage, etc.), le renforcement des réseaux — autant de domaines dont l’importance augmente très rapidement avec le déploiement « hors marché » des ENR intermittentes à très grande échelle.

Comment remédier à ces limites ?

Les coordinations de court terme qui sont assurées par le marché à pas horaires pour le dispatching économique et les échanges entre pays (par le market coupling à pas horaires) sont indéniablement efficaces pour cette fonction, ce qui justifie leur maintien. Mais il faut compléter ce marché pour atteindre trois objectifs.

• Il faut partager les risques auxquels sont exposés les nouveaux équipements bas carbone qui sont tous à fort Capex, ce qui peut se faire par les contrats financiers avec l’Etat qui garantissant des revenus par MWh sur le long terme (qui sont appelés contrats pour différence ou CfD), ou par des contrats de long terme à prix fixés entre parties privées (appelés power purchase agreements ou PPA). Ces contrats étaient dissuadés auparavant par les règles européennes au nom des sacro-saints principes concurrentiels.
• Il faut couvrir les risques de marché pour les fournisseurs et les consommateurs, en obligeant les premiers à se couvrir sur les marchés à terme pour éviter leurs défaillances en cas de crises de prix de longue durée. De plus il faudrait assurer aux seconds de pouvoir bénéficier de prix de vente stables et plus ou moins alignés sur les coûts de long terme du mix électrique, ce qui est le plus difficile à concevoir par rapport aux règles européennes. (Les prix règlementés à la vente, même pour les ménages, sont en principe prohibés par la troisième directive Electricité de 2009).
• Enfin il faut assurer la sécurité d’approvisionnement et la stabilité du système en toute situation en rémunérant l’offre de puissance garantie, à côté de celle des MWh pour déclencher les investissements dans les équipements pilotables et les sources de flexibilité.

C’est ce que permet le nouveau Règlement « sur l’amélioration de l’organisation du marché de l’électricité de l’Union » [1] adopté à la mi-2024.

Les possibilités ouvertes par le Règlement de 2024

Le Règlement permet à un Etat-membre d’adopter un ensemble cohérent de mesures qui permettent de poursuivre ces objectifs de manière plus ou moins efficace, si la volonté politique existe suffisamment. La première mesure que l’on va évoquer, rétablit l’équilibre entre investir dans la nucléaire et le faire dans l’éolien ou le photovoltaïque

Les contrats de couverture pour les équipements bas carbone

La possibilité de couvrir les risques d’investissement en technologies bas carbone est ouverte par l’autorisation de recourir aux contrats pour différences (CfD). Ce sont des contrats financiers de long terme (avec une échéance de 15 à 30 ans selon les technologies) entre investisseur en équipement bas carbone (ENR ou nucléaire) et l’Etat pour qu’il couvre les risques du marché. Leur obtention permet aux financeurs de demander des taux d’intérêt moins élevés. Ils sont déjà utilisés dans tous les pays de l’UE, dont la France, depuis dix ans pour les nouveaux projets EnR, connus sous le nom de contrats de complément de rémunération (CCR)[2].

Ce type de contrats permet aux investisseurs de recevoir un flux de revenu stable selon le prix de référence (strike price), qui est en principe aligné sur le coût complet de production de l’équipement concerné. L’Etat compense le producteur lorsque les prix sont en dessous du prix de référence, tandis qu’en période de prix élevés au-dessus de ce prix, il prélève la « différence » entre le prix de référence et les revenus unitaires de vente des MWh produits, pour reverser ces prélèvements aux consommateurs ou les garder en partie.

Pour les nouveaux équipements ENR (énergie éolienne, solaire photovoltaïque, géothermie, hydroélectricité rénovée), les contrats à long terme sont conclus par le biais d’enchères ouvertes régulièrement, la sélection se faisant sur la base du prix de référence qu’ils demandent. Les enchères sont spécialisées par type de sources renouvelables, étant donné les différences de profils de puissance et de services qu’elles procurent. Pour les équipements dans des technologies peu divisibles, à forte intensité de capital et à long délai de réalisation (nucléaire, CCS), le prix des CfDs sera établi par négociation avec le ministère ou le régulateur, sous contrôle de la DG Concurrence.

Les CfDs peuvent donc s’appliquer aux nouveaux projets nucléaires pour faciliter leur financement, comme c’est déjà le cas pour le projet tchèque à Dukovany de deux réacteurs APR d’origine coréenne, et le projet polonais de trois réacteurs AP1000 Westinghouse. Dans les deux cas les schémas de financement incluant un CfD et des emprunts publics ont été acceptés par la DG Concurrence respectivement en avril 2024 et février 2026, après ajustement négocié de la structure des CfD.

Le gouvernement français et EDF sont en train de négocier à Bruxelles la structure du CfD qui sera associé aux trois paires d’EPR2 du programme Nouveau Nucléaire, ainsi que le financement associé par prêts publics à taux nul ou bonifié.

Les contrats de long terme entre développeurs ENR et gros acheteurs (fournisseurs/distributeurs, industriels)

Très attachés au marché et aux transactions entre acteurs privés, la Commission et les régulateurs, encouragés par le milieu des traders, ont voulu donner un rôle important aux PPAs et aux marchés financiers à terme. Ils postulent que les PPAs faciliteront le développement rapide des ENRs autant si ce n’est plus que l’action publique dont se méfient les professionnels. De même les gros acheteurs peuvent considérer qu’ils seront protégés contre le risque-prix et les épisodes de prix de gros très élevés en signant des PPAs avec de nouvelles unités de production d’ENR (qui, rappelons-le, sont à apports variables et sans correspondance possible avec la demande de charges de l’acheteur)

Ces postulats ont conduit à encourager le développement de PPAs entre producteurs éoliens ou PV et gros acheteurs par différentes mesures telles que des garanties publiques pour faire face au risque de défaut de l’acheteur, ou la possibilité d’obliger des industriels à contracter une part de leur fourniture par de tels contrats avec un développeur ENR, comme c’est pratiqué à grande échelle en Espagne.

Toutefois, contrairement aux CfDs, ils ne devraient jouer qu’un rôle mineur, notamment parce que ce sont des contrats sur les MWh physiques et en raison des difficultés de gestion de l’équilibre entre les  la variabilité des productions d’une installation ENR et les besoins de charge de l’acheteur[3]. A moins que le développement de ce type de PPA soit tiré par de telles obligations….

A noter que l’encouragement à signer un PPA ne concerne pas explicitement dans le texte les investissements dans les équipements nucléaires. Mais rien n’empêche que des PPAs soient signés avec un nouveau SMR , ou pour l’enlèvement d’une partie de la production d’un futur AP1000 ou un EPR2.

On pourrait penser que les CAPN (contrat d’allocation de production nucléaire) qui permettent aux partenaires industriels d’EDF de bénéficier d’une quote-part de la production effective du parc nucléaire historique moyennant un partage des coûts et des risques associés, seraient des PPA. En fait ils ne sont pas, car ils sont adossés à l’ensemble du parc nucléaire et non pas à un équipement. Ils n’ont pas non plus comme fonction d’assurer les revenus d’un nouvel équipement.

La protection des consommateurs.

Les CfDs permettent aussi de récupérer les « rentes infra-marginales » en période prolongée de prix élevés au-dessus de ce prix de référence. L’Etat prélève le surplus sur les revenus associés aux productions de MWh, pour reverser tout ou partie de ces prélèvements aux consommateurs, via les fournisseurs. Dans le document préparatoire du futur Règlement de fin 2022, la Commission soulignait que, dès lors que les CfDs seront reconnus compatibles avec les règles européennes, ils peuvent constituer « une solution durable pour récupérer les rentes des producteurs [bas carbone] infra-marginaux et les réaffecter aux consommateurs, via un transfert aux fournisseurs pour compensation » (Commission européenne, 2022). La protection des consommateurs pourra donc être renforcée par les CfDs autour des équipements ENR et nucléaires en facilitant la restitution aux premiers des rentes des équipements bas carbone.

Lorsque les CfDs se généraliseront avec le développement des productions bas carbone (EnR, nucléaire) le long de la trajectoire de la transition et si les transferts se font entre producteurs bas carbone et fournisseurs d’électricité, et non entre les premiers et le budget de l’Etat, ils permettront à ces derniers d’offrir à leurs clients des prix de vente plutôt stables qui reflèteront la moyenne pondérée des coûts complets des centrales bas carbone, couverts par les CfDs.

Cela dit, les Français bénéficient d’un régime d’exception en matière de protection des consommateurs, les gouvernements successifs ayant négocié avec Bruxelles le maintien d’un tarif règlementé de vente, le TRVe, alors que, selon la directive de 2009, il aurait dû être supprimé depuis (voir annexe).

Sécurité de fourniture et intermittence

Le Règlement autorise aussi la mise en place de mécanismes de rémunération des capacités (MRC), en rendant possible l’installation de MRC basés sur des contrats longs pour rémunérer de nouvelles capacités flexibles ou pilotables qui contribuent à la sécurité de fourniture. Jusqu’ici, les MRC avaient fait l’objet de fortes réticences de la Commission qui les considérait comme des aides d’Etat, au point que tous ceux mis en place par des Etats-membres étaient considérés comme transitoires même après qu’ils aient été contrôlés scrupuleusement par la DG Concurrence. A présent ils sont reconnus comme définitifs. Ceci va faciliter le développement des équipements de pointe (turbines à gaz pilotables) et de sources de flexibilité (stockages divers, suréquipement hydraulique, programmes d’effacement, etc.).  Le mécanisme français d’obligation d’achat de certificats de capacité garantie vient ainsi d’être totalement réformé en se basant désormais sur les seuls contrats de capacité.

Un manque : la non-reconnaissance d’une programmation nationale

Pour rendre cohérent ce modèle d’organisation, il aurait fallu que soit reconnue la nécessité de renforcement de la gouvernance de la politique électrique au niveau national pour piloter la transition avec ses propres objectifs. Un État-membre devrait pouvoir mener sa propre politique en matière de bouquet électrique sous la seule exigence de respecter l’engagement de décarbonation qu’il prend vis-à-vis de l’UE. Le choix du mix électrique et énergétique est une question de souveraineté nationale, comme le prévoit l’article 194-2 du TFUE (Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne). Mais les velléités de souveraineté nationale d’un pays qui voudrait défendre la place de l’option nucléaire dans sa propre transition, peuvent encore être étouffées par les logiques bureaucratiques et la comitologie bruxellois, s’il n’y a pas de volonté politique, comme ce fut le cas jusqu’à récemment du côté français.

Les tarifs règlementés de vente d’électricité, un régime d’exception

La mise en place de l’ARENH (qui, rappelons-le, attribuait 25 % de la production nucléaire – soit 100 TWh — à un prix de 42 €/MWh aux fournisseurs alternatifs) qui avait pour objectif l’établissement d’une concurrence sur le segment au tarif concernant les ménages et le TPE, a permis de conserver un tarif règlementé. Il était calculé pour deux tiers par le prix de l’ARENH et pour un tiers par lissage du prix de marché sur les deux dernières années.

A la suite de la disparition de l’ARENH à la fin de 2025, il a été maintenu en subissant une certaine évolution de son mode de calcul. Il se fait maintenant en totalité par référence aux prix du marché. Il se fait toujours par lissage du prix sur les deux dernières années, ce qui est très efficace pour limiter l’exposition des consommateurs à la volatilité des prix de marché. L’argument juridique employé est que le maintien d’un tarif règlementé peut se justifier, selon la directive par l’intérêt d’offrir des prix stables aux petits consommateurs, ce qui au sortir de la crise de 2022-2023, pouvait s’entendre, même du côté de la Commission.

Dominique Finon                                                                                                                                   

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[1] Règlement (UE) 2024/1747 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 modifiant les règlements (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 en ce qui concerne l’amélioration de l’organisation du marché de l’électricité de l’Union.

[2] Les tailles minimales sont de 18 MW pour l’éolien et 0,5 MW pour le photovoltaïque.

[3] Un gros acheteur engagé dans un PPA avec un développeur d’installation ENR sera confronté à la variabilité des productions de son partenaire. Il devra chercher à se fournir de façon complémentaire sur le marché de gros. Ou passer un contrat avec un fournisseur pour gérer le « balancing » entre ses besoins de charge et la production de l’installation ENR, gestion qui présente pour ce fournisseur à la fois un risque-prix et un risque-volume pour ces approvisionnements complémentaires. Les coûts de transaction du contrat passé avec ce tiers pour compléter ou moduler sa fourniture au moment voulu qui seront à la charge de l’acheteur, seront très loin d’être négligeables, ce qui constituera une barrière à la signature de tels contrats. Toutefois une mise en pool de plusieurs acheteurs, désormais autorisée par le Règlement, pourrait réduire cet obstacle.

La stratégie nationale bas carbone – SNBC- est élaborée par les services administratifs de l’Etat en vue d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050. Elle doit être traduite en une programmation pluriannuelle de l’énergie – la PPE3 – pour les années 2025-2030 puis 2031-2035. Celle-ci ne fera l’objet que d’un simple décret du Ministre en charge de l’énergie.

Ces processus technocratiques certes très élaborés ne seront cependant pas soumis au Parlement alors que leur mise en œuvre touchera significativement aux modes de vie des Français comme aux condition de fonctionnement des entreprises. Ceci est un déni de démocratie !

La stratégie doit être de substituer de l’électricité non carbonée, produite par hydraulique, éolien, solaire et nucléaire, aux énergies fossiles émettrices de gaz à effet de serre et couteusement importées. 

Voici nos recommandations :

1. Outre l’usage de voitures électriques pour les déplacements de personnes, la décarbonation des transports routiers lourds – camions et cars – par motorisation électrique et batteries s’imposera :

• https://progressistes-socialdemocratie.eu/vers-la-decarbonation-du-transport-routier-lourd/

2. Des solutions pour une aviation durable qui conforteront l’excellence de notre industrie aéronautique existent :

• https://progressistes-socialdemocratie.eu/les-solutions-pour-une-aviation-durable/

L’usage de combustibles non carbonés devront également s’imposer pour le transport maritime.

3. Pour le chauffage et la climatisation de l’habitat et des bureaux, nous pensons que les pompes à chaleur, puisant en hiver les calories de réserves d’eau souterraine et les y restituant en été, ouvrent des perspectives à mettre en œuvre.

4. Le BTP également doit participer à cette démarche de décarbonation :

• https://progressistes-socialdemocratie.eu/btp-alternatives-au-clinker-et-ccus-pour-le-ciment/

5. A noter néanmoins que l’hydrogène comme énergie finale ne sera guère pertinent :

• https://progressistes-socialdemocratie.eu/wp-content/uploads/2025/07/H2-ressources-naturelles.pdf

6. L’IA est actuellement en plein boom : ses acteurs font surenchères d’annonces en investissements de production énergétique pour alimenter leurs « datas centers » en électricité. Pour se conformer à la tarification européenne des émissions de GES, nos capacités de production d’électricité décarbonée seront précieuses.

7. Pour toutes ces raisons, il faut se donner l’ambition de quasiment doubler notre consommation d’électricité non carbonée[1] ce qui demandera, non seulement de développer les énergies renouvelables – hydraulique, éolienne et solaire – mais aussi de moderniser et développer notre parc électronucléaire :

• https://progressistes-socialdemocratie.eu/la-strategie-electronucleaire/

• https://progressistes-socialdemocratie.eu/leolien-offshore-europeen-dans-un-trou-dair/

8. Nous avons aussi l’ambition de réaliser un nouveau réacteur à neutrons rapides (RNR) dont le combustible sera de l’uranium 238 dont on dispose largement et non comme actuellement son isotope fissile 235 produit par affinage. Cela permettra au pays de résoudre vers 2050 tout problème de ressources en combustible nucléaire :

• https://progressistes-socialdemocratie.eu/reacteur-a-neutrons-rapides-une-relance-strategique-pour-une-souverainete-energetique-durable/

9. En outre, il revient à l’Etat de corriger sa fiscalité sur les différentes formes d’énergie qui pèsent actuellement exagérément sur l’électricité dont il convient pourtant de privilégier la consommation alors que le gaz émetteur de CO2 est favorisé. Cela peut s’opérer sans toucher à la fiscalité sur l’essence ou le fuel qui sont déjà fortement pénalisés.

Notre note sur la fiscalité énergétique en clarifie la complexité :

• https://progressistes-socialdemocratie.eu/fiscalite-energetique-en-france-etat-des-lieux-et-enjeux/

10. Enfin il conviendra de réduire nos émissions de l’autre gaz à effet de serre – le méthane – qui a une durée de vie dans l’atmosphère beaucoup plus courte que celle du CO2. Sa réduction a le potentiel de limiter le réchauffement climatique des prochaines décennies, tandis que la réduction des émissions de CO2 est nécessaire pour limiter le changement climatique sur le plus long terme :

• https://progressistes-socialdemocratie.eu/le-methane-l-autre-gaz-a-effet-de-serre/

Ces nouvelles technologies porteuses d’avenir devraient inspirer les programmes politiques, tant nationaux, que locaux des élections municipales puis régionales.

Les Progressistes pour la social-démocratie

[1] Ceci n’est pas une prévision mais une ambition afin de ne pas devoir contraindre à des sobriétés imposées dont les plus faibles seraient alors les premières victimes.

Notre site a jusqu’alors porté l’accent sur la décarbonation des usages énergétiques dans les transports, l’habitat et l’industrie par l’usage d’une électricité non carbonée se substituant aux énergies fossiles. L’objectif en est la réduction de l’usage des combustibles fossiles, permettant une meilleure indépendance énergétique et la diminution des émissions de CO₂, principal gaz à effet de serre.

Mais on parle moins du méthane CH₄   qui est également un gaz à effet de serre d’origine anthropique. Sa contribution au réchauffement est inférieure à celle du CO₂, sans être négligeable.  Par ailleurs, les émissions de méthane conduisent aussi à l’augmentation de l’ozone dans la troposphère, et de la vapeur d’eau dans la stratosphère, ce qui contribue aussi à l’augmentation de l’effet de serre.  Il est maintenant reconnu comme un levier potentiel pour limiter le réchauffement climatique sur les prochaines décennies.

Le total des émissions de méthane dans le monde est estimé à 600 millions de tonnes par an (à comparer aux émissions de CO₂ qui sont de l’ordre de 40 milliards de tonnes par an). Environ 60 % des émissions de CH₄ sont d’origine humaine, et 40 % d’origine naturelle.

Le méthane a une durée de vie dans l’atmosphère beaucoup plus courte que celle du CO₂.  Sa réduction a le potentiel de limiter le réchauffement climatique des prochaines décennies, tandis que la réduction des émissions de CO₂ est nécessaire pour limiter le changement climatique sur le plus long terme. 

En France les émissions de méthane sont de 2 millions de tonnes par an avec une contribution largement dominante de l’agriculture (71%) et la gestion des déchets (21%).  L’élevage est le principal secteur d’émission, et les recommandations portent donc principalement sur celui-ci :

• diminuer les périodes improductives :
• limiter la fermentation entérique, via des ajustements de l’alimentation animale ou via la sélection génétique.
• améliorer la gestion des déchets, en faire une ressource via le développement de la méthanisation et capter le méthane produit pour le valoriser.

Pour les secteurs autres que l’agriculture, les recommandations principales portent sur la maintenance des réseaux de distribution de gaz, et une optimisation de la gestion des décharges.

A l’international, la réduction des émissions de méthane pour l’atténuation du changement climatique a atteint le niveau politique depuis quelques années. Ainsi, dans le cadre de la COP26, plus de 100 pays se sont engagés dans le « Global Methane Pledge »[1] avec pour objectif la réduction des émissions de 30% d’ici 2030 par rapport à 2020.

François-Marie Bréon

[1] https://www.globalmethanepledge.org/

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Les gaz à effet de serre

L’effet de serre est le mécanisme, bien compris, qui permet à la Terre d’avoir une température propice à la vie.  Plus de 99% de la masse de l’atmosphère (Azote N₂, Oxygène O₂, Argon Ar) ne contribue pas à l’effet de serre.  Seuls des gaz à l’état de trace y participent.  Le plus important, en termes d’intensité d’impact, est la vapeur d’eau.  Le second est le dioxyde de Carbone CO₂ alors que le troisième est le méthane (CH₄).

La vapeur d’eau a un rôle essentiel dans le climat de la Terre et ses variations, mais sa concentration dans l’atmosphère n’est pratiquement pas modifiée par les émissions humaines.  En effet, tout excès de vapeur d’eau est rapidement éliminé par précipitation.  A l’inverse, la concentration de CO₂ a fortement augmenté dans l’atmosphère du fait de l’utilisation des combustibles fossiles, charbon, pétrole et gaz, mais aussi de la déforestation, passant de 320 à 420 ppm[1] entre 1965 et 2025.  A l’ère pré-industrielle, la concentration de CO₂ était d’environ 280 ppm et son augmentation a généré un forçage radiatif[2] estimé à environ 2,33 Wm^-2.

Le CO₂ est ainsi le principal moteur au réchauffement climatique observé depuis le 20^ème siècle, et en particulier depuis ≈1970 avec une augmentation de la température moyenne à la surface de la Terre d’environ 0,2 degrés par décennie.

Pourtant, le CO₂ n’est pas le seul moteur au réchauffement observé. En effet, la concentration d’autres gaz à effet de serre ont aussi augmenté du fait des activités humaines.  C’est en particulier le cas du méthane dont la concentration est passée de ≈ 0,7 à 1,9 ppm depuis l’ère pré-industrielle générant un forçage radiatif de 0,57 Wm^-2, donc 4 fois plus faible que celui du CO₂.  Le méthane est le second gaz à effet de serre d’origine anthropique.  Sa contribution au réchauffement est inférieure à celle du CO₂, sans être négligeable.  Par ailleurs, les émissions de méthane conduisent aussi à l’augmentation de l’ozone dans la troposphère, et de la vapeur d’eau dans la stratosphère, ce qui contribue aussi à l’augmentation de l’effet de serre.  C’est pourquoi le méthane est reconnu comme un levier potentiel pour limiter le réchauffement climatique sur les prochaines décennies comme il est expliqué plus en détail ci-après.

On voit que l’augmentation de la concentration de méthane, en absolu, a été presque 100 fois plus faible que celle du CO₂ (1,2 ppm contre 140) alors que son impact sur le réchauffement climatique est seulement 4 fois inférieure.  Cela résulte du fait que le méthane est plus efficace que le CO₂ pour absorber le rayonnement infrarouge à la base de l’effet de serre.

Pourtant, le rôle du CO₂ et celui du méthane ne sont pas facilement comparables.  En effet, le méthane a une durée de vie dans l’atmosphère de l’ordre de 10 ans, beaucoup plus courte que celle du CO₂.  Les émissions de méthane d’aujourd’hui ont peu d’effet sur la concentration dans 30 ans et donc sur la température à la fin du siècle.  A l’inverse, le CO₂ s’accumule dans l’atmosphère et l’effet de nos émissions d’aujourd’hui auront encore un impact dans 100 ans.

Le potentiel de réchauffement : Comparer CO₂ et méthane

Le potentiel de réchauffement global (PRG) est un indicateur qui permet de comparer l’impact climatique d’une émission de différents gaz à effet de serre. Il quantifie le réchauffement cumulé provoqué par l’émission d’une masse donnée d’un gaz, relativement à celui produit par la même masse de dioxyde de carbone, sur une période de temps donnée. Par convention, le PRG du CO₂ est de 1, et celui des autres gaz est exprimé relativement à cette référence. Le calcul du PRG repose sur l’intégration, sur un horizon temporel choisi (généralement 20, 50, 100 ou 500 ans), du forçage radiatif induit par le gaz considéré. Il dépend donc à la fois de l’efficacité radiative du gaz, c’est-à-dire sa capacité à absorber le rayonnement infrarouge et à perturber le bilan énergétique de la Terre, et de sa persistance dans l’atmosphère au cours du temps.

Le méthane présente un PRG élevé principalement parce qu’il combine une efficacité radiative très forte avec une durée de vie atmosphérique suffisamment longue pour produire un réchauffement important.  Cependant, sa durée de vie est suffisamment courte pour que cet effet soit concentré dans les premières décennies suivant son émission. À masse égale, le méthane absorbe très efficacement le rayonnement infrarouge dans des bandes spectrales où le CO₂ est moins absorbant, ce qui le rend beaucoup plus puissant que le CO₂ en termes de forçage radiatif instantané. En raison de sa durée de vie atmosphérique de l’ordre de 10 ans, l’essentiel de son impact climatique se produit à court et moyen terme, contrairement au CO₂ dont une fraction persiste pendant des siècles à des millénaires.

À cela s’ajoutent des effets indirects importants. L’oxydation du méthane dans l’atmosphère modifie la chimie atmosphérique, notamment en contribuant à la formation d’ozone dans la troposphère et à l’augmentation de la vapeur d’eau dans la stratosphère, deux composés qui sont eux-mêmes des gaz à effet de serre. Ces contributions indirectes sont prises en compte dans le calcul du PRG et augmentent significativement la valeur attribuée aux émissions de méthane lorsque on tient compte uniquement de l’impact sur sa propre concentration.

La valeur du PRG dépend fortement de l’horizon temporel retenu. Sur 20 ans, le PRG du méthane est très élevé, de l’ordre de 80, car l’essentiel de son effet radiatif se manifeste rapidement après l’émission. Sur 100 ans, sa valeur est plus faible, autour de 28 selon les estimations récentes du GIEC, car le méthane a largement disparu de l’atmosphère bien avant la fin de cette période, tandis que le CO₂ continue à exercer un forçage durable. Le choix de l’horizon temporel n’est donc pas neutre : il reflète implicitement une priorité donnée soit aux impacts climatiques à court terme, soit au contrôle du réchauffement à long terme.

Ainsi, le méthane est un gaz à effet de serre particulièrement important pour le rythme du réchauffement climatique. La réduction de ses émissions permet de ralentir rapidement l’augmentation des températures à l’échelle de quelques décennies, mais elle ne se substitue pas à la réduction des émissions de CO₂, qui reste indispensable pour stabiliser le climat à long terme.

Les différentes sources de méthane

La quantification des principales sources de méthane est plus difficile, et donc plus incertaine, que celles du CO₂.  En effet, en ce qui concerne les émissions de CO₂ en lien avec l’utilisation des combustibles fossiles, on peut généralement faire un “bilan matière” : La masse de CO₂ émise est directement reliée à la masse de carbone dans le combustible utilisé.  A l’inverse, les émissions de méthane dépendent de processus bio-physiques à l’efficacité très variable.  Les estimations reposent soit sur des études de processus, avec une extrapolation de mesures faites sur quelques sites en conditions bien contrôlées (approche dite “Bottom-Up”), soit sur l’analyse des mesures de concentration faites sur une centaine de stations dans le monde (approche dite “Top-Down”).  Les deux méthodes conduisent à des estimations significativement différentes qui reflètent notre méconnaissance des processus.  Les chiffres donnés ci-dessous doivent donc être considérés comme des ordres de grandeur.

Le total des émissions de méthane dans le monde est estimé à 600 millions de tonnes par an[3] (à comparer aux émissions de CO₂ qui sont de l’ordre de 40 milliards de tonnes par an).  On distingue classiquement les sources anthropiques et les sources naturelles.  À l’échelle mondiale, environ 60 % des émissions de CH₄ sont d’origine humaine, et 40 % d’origine naturelle.

Estimation des émissions globales de méthane par secteur d’émission.  On distingue les sources anthropiques (orange) des sources naturelles (vert).  Pour chaque secteur d’émission, on dispose d’une estimation basée sur l’analyse des processus (Bottom-Up) et une estimation basée sur les mesures de concentration atmosphérique (Top-Down).

L’agriculture est la première source anthropique de méthane, avec environ 40% du total. La source dominante est l’élevage des ruminants (bovins, ovins, caprins), via la fermentation entérique : les micro-organismes du rumen produisent du méthane qui est ensuite rejeté principalement par éructation. Cette source est structurellement liée au nombre d’animaux et à leur alimentation. À cela s’ajoutent les rizières inondées, où la décomposition anaérobie de la matière organique dans les sols saturés en eau génère du méthane, qui s’échappe vers l’atmosphère via les plantes de riz. Les déjections animales (lisiers, fumiers) contribuent également, surtout lorsqu’elles sont stockées en conditions anaérobies (i.e. sans oxygène).

La deuxième grande catégorie est l’exploitation des combustibles fossiles (environ 34 % des émissions anthropiques). Le méthane est le principal constituant du gaz fossile, et des émissions se produisent tout au long de la chaîne : extraction, traitement, transport et distribution. Les fuites de gaz (volontaires ou accidentelles) dans les infrastructures pétrolières et gazières constituent une source majeure, souvent sous-estimée avant l’essor des observations satellitaires. L’extraction du charbon est également une source importante, car le méthane est naturellement présent dans les veines de charbon et est libéré lors de l’exploitation minière.

La troisième source anthropique importante est la gestion des déchets (environ 19 %). Les décharges produisent du méthane lors de la décomposition anaérobie des déchets organiques. Les eaux usées, notamment dans les régions où le traitement est incomplet ou absent, contribuent également via des processus biologiques anaérobies.

Les principales sources naturelles sont dominées par les zones humides (marais, tourbières, plaines inondables), qui représentent la plus grande source globale de méthane, souvent estimée à 30 % ou plus des émissions totales mondiales. Dans ces environnements saturés en eau, l’absence d’oxygène favorise l’activité de micro-organismes méthanogènes qui produisent du CH₄ à partir de matière organique. Ces émissions varient fortement selon la température, l’hydrologie et la saison.

D’autres sources naturelles existent mais sont plus modestes à l’échelle globale : les lacs et réservoirs, les termites, certains feux naturels, ainsi que les suintements géologiques (émissions naturelles de méthane depuis les fonds marins ou les zones continentales riches en hydrocarbures). Le pergélisol[4] est une source potentiellement importante à long terme, mais il contribue encore aujourd’hui relativement peu aux émissions globales, bien qu’il suscite une forte attention en raison du risque d’amplification avec le réchauffement.

En France

En France, selon le CITEPA[5], les émissions de méthane sont de 2 millions de tonnes par an (MtCH₄), avec une contribution largement dominante de l’agriculture (71%) et la gestion des déchets (21%).  On peut comparer cette estimation à celle des émissions nationales de CO₂ qui sont de l’ordre de 270 MtCO₂. En prenant un PRG avec un horizon temporel à 100 ans, on arrive à des émissions de méthane estimées, en équivalent CO₂, à 60 MtCO₂e.  Si on choisit un horizon temporel de 20 ans pour se focaliser sur l’impact climatique à court terme, on trouve que les émissions nationales de CH₄ sont équivalentes à 170 MtCO₂e, ce qui est donc inférieur mais comparable à celles du CO₂. Ce chiffre indique le potentiel de réduction des émissions de méthane en France pour limiter son impact sur le réchauffement climatique des toutes prochaines décennies.

Sur la dernière décennie, les émissions de méthane sont en baisse en France, essentiellement du fait de la diminution du cheptel. Pour le futur, les recommandations du CITEPA pour la diminution des émissions de méthane en France sont décrites aux pages 139-140 du rapport déjà cité.  L’élevage est le principal secteur d’émission, et les recommandations portent donc principalement sur celui-ci

• Optimiser la conduite des troupeaux pour diminuer les périodes improductives ou pour faire évoluer les produits mis sur le marché (gestion de l’état sanitaire, diminution de la mortalité à la naissance, optimisation de l’âge au premier vêlage, évolution des systèmes d’engraissement…) ;
• Limiter la fermentation entérique, via des ajustements de l’alimentation animale (apport de lin par exemple), ou via la sélection génétique.
• Améliorer la gestion des déchets et en faire une ressource via le développement de la méthanisation : Les déjections animales sont utilisées dans des installations spécifiques visant à valoriser la matière et capteur le méthane produit.

Pour les secteurs autres que l’agriculture, les recommandations principales portent sur la maintenance des réseaux de distribution de gaz, et une optimisation de la gestion des décharges.

Objectifs internationaux

Après de nombreux travaux et recommandations scientifiques depuis le début des années 2000, la question du méthane et le rôle de la réduction de ses émissions sur l’atténuation du changement climatique a atteint le niveau politique depuis quelques années. Ainsi, dans le cadre de la COP26, plus de 100 pays se sont engagés dans le « Global Methane Pledge »[6] avec pour objectif la réduction des émissions anthropiques mondiales de méthane de 30% d’ici 2030 par rapport à 2020. Ces pays reconnaissent que « Réduire les émissions de méthane d’origine humaine est l’une des stratégies les plus rapides et les plus rentables pour ralentir le réchauffement climatique et contribuer aux efforts mondiaux visant à limiter la hausse des températures à 1,5 °C ».  Les cibles d’actions portent sur :

• La détection et la réparation des fuites sur tout le secteur de la production et le transport du gaz fossile
• Une meilleure gestion des déchets pour éviter la mise en décharge des déchets organiques, et la récupération du méthane sur ces décharges
• Optimisation du secteur agricole avec un focus sur l’amélioration de l’élevage et la limitation des cultures inondées
• Limitation par inondation des émissions des mines de charbon abandonnées
• Modification du traitement des eaux usées avec récupération du méthane émis et gestion aérobie des résidus.

Conclusions

Le méthane est le second gaz à effet de serre d’origine anthropique, avec une durée de vie dans l’atmosphère nettement plus courte que celle du CO₂.  La réduction de ses émissions apparait plus facile que celle du CO₂. Elle a le potentiel de limiter le réchauffement climatique des prochaines décennies, tandis que la réduction des émissions de CO₂ est nécessaire pour cibler le changement climatique sur le plus long terme.  En France, le potentiel porte principalement sur le secteur agricole.  La méthanisation des déchets de l’élevage offre une opportunité de réduction des émissions tout en étant une ressource économique.

François-Marie Bréon

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[1] Le ppm (parties par million) est une unité de concentration.  1 ppm signifie que, sur un million de molécules d’air, il y en a une de l’espèce considérée.

[2] Le forçage radiatif quantifie la perturbation induite par un agent sur l’équilibre énergétique de la Terre.  Un forçage radiatif positif tend à réchauffer le climat ; un forçage négatif tend à le refroidir.  Il est quantifié en Watt par mètre carré (Wm^-2)

[3] Global methane budget. Sur https://www.globalcarbonproject.org/methanebudget/

[4] Le pergélisol est la couche de sol gelé en permanence que l’on trouve aux hautes latitudes.  Il contient des quantités importantes de carbone.  Avec le réchauffement climatique en cours, une fraction va dégeler et le carbone va être libéré par les micro-organismes, soit sous forme de CO₂, soit sous forme de méthane. Ce processus a été considéré comme une potentielle bombe à retardement climatique, mais les études récentes ont largement réduit le potentiel d’émissions de méthane.

[5] https://www.citepa.org/donnees-air-climat/donnees-gaz-a-effet-de-serre/secten/

[6] https://www.globalmethanepledge.org/

Il y a deux ans nous publiions un article sur le trou d’air que rencontrait depuis l’été 2023 l’éolien en mer aux Etats-Unis, alors que J. Biden, favorable aux ENR, était encore président, et au Royaume-Uni, qui avait l’ambition de devenir « l’Arabie Saoudite du vent », avec pour conséquence des dépréciations massives d’actifs chez les constructeurs et les installateurs, Ørsted le champion danois en tête. En France, et ailleurs en Europe, la crise qui débutait n’était pas encore rentrée dans les esprits, les appels d’offres successifs avaient révélé des prix de plus en plus bas, et le dernier, en centre Manche, venait d’être attribué à un lauréat, EDF, qui offrait le prix record de 44,9 €/MWh.  Nous nous étions interrogés sur les raisons de baisses aussi rapides, jamais observées dans d’autres technologies, y compris le solaire photovoltaïque, avec la technologie complètement différente du silicium, d’autant que la crise ukrainienne avait déjà fait flamber le prix des matières premières et des composants et que la période des taux d’intérêt nuls (voire négatifs) appartenait déjà au passé, renchérissant fortement le coût des projets.

Nous n’avions pas trouvé d’autre explication que celle d’une illusion collective, entretenue par les espoirs dans une technologie vue comme la martingale de la roulette énergétique et devenue pierre angulaire de la transition énergétique. S’en est suivi la fixation par les responsables d’objectifs démesurément ambitieux et pour y parvenir l’utilisation abusive de mécanismes concurrentiels inadaptés oubliant totalement le volet industriel, ce qui est malheureusement une des failles récurrentes de la politique énergétique européenne. Les pouvoirs publics n’ont tenu compte ni de l’immaturité du secteur, ni des énormes implications de la croissance radicale de turbines et autres composants en termes d’apprentissages et d’investissements pour les fabricants, ni du développement nécessaire des infrastructures diverses (réseau, installations portuaires, navires) sous l’égide d’entités publiques. Les recommandations que nous avions formulées il y a deux ans nous semblaient devoir canaliser les débordements de ces politiques : sortir des choix idéologiques, appuyer la gouvernance des politiques de promotion d’ENR avec des analyses technico-économiques approfondies, remettre au premier rang les ingénieurs, les managers de grands projets d’investissement des firmes et les aménageurs.

Mais aucune de ces recommandations n’a attiré l’attention, et les raisons les plus variées sont avancées aujourd’hui pour expliquer  la crise devenue patente de l’éolien offshore. Il est étonnant par exemple de voir citer le président D. Trump comme une de ses causes, alors qu’il s’agit à l’origine d’une technologie dans laquelle l’Europe se sentait leader et sensée assurer sa souveraineté énergétique. Il est également étonnant de voir nos responsables découvrir que la mer est un environnement hostile, que d’y installer des stations électriques et d’opérer des raccordements au large coûte extrêmement cher et requiert le développement de toute une infrastructure industrielle. L’illusion ne s’est dissipée que très lentement et l’audit de ce qui apparait de plus en plus comme un échec majeur de la politique énergétique européenne reste encore à faire …

Etienne Beeker et Dominique Finon

Nous nous étions interrogés sur la cohérence entre les charges fiscales pesant sur les coûts à la consommation des différentes énergies avec l’objectif de transfert des consommations vers des énergies non carbonées, essentiellement l’électricité. Le Professeur Jacques Percebois, auquel nous avons fait appel, nous a soumis les remarquables analyses ci-dessous dont nous avons unanimement apprécié l’originalité et la pertinence : l’originalité, car il met de la clarté dans un fouillis de taxes et d’accises pesant sur les différentes énergies dans lesquelles il était devenu très compliqué de voir clair ; la pertinence, car non seulement il clarifie ces dispositions fiscales mais aussi leurs effets potentiels et les champs d’évolution envisageables. 

Nous en tirons déjà, pour notre part, les orientations suivantes : 

• Il n’est sans doute pas souhaitable de modifier pour l’énergie le dispositif de TVA qui relève du droit commun : il s’applique à tous les produits et services. Le secteur domestique paie et supporte la TVA ; les  professionnels la paient mais ne la supportent pas puisqu’ils la récupèrent  et cela ne pèse donc pas sur leur compétitivité. Ce sont donc les accises qui pèsent sur les professionnels qu’il convient de discuter, ainsi que la taxe carbone payée par les entreprises ne relevant pas encore du marché européen du carbone (ETS ou SEQE pour Emissions Trading Schemes ou Système d’Echange de Quotas d’Emissions) dont les grosses entreprises sont redevables, depuis 2005, sous forme d’achat de droits à polluer.  

• On notera que l’électricité est beaucoup plus taxée que le gaz naturel alors même que la première est décarbonée en France à plus de 95% ce qui n’est pas le cas du gaz fossile. La structure de la fiscalité française ne correspond donc pas aux ambitions affichées de décarbonation du mix électrique : il serait cohérent d’augmenter les accises sur les consommations de gaz. 

• Le marché européen du carbone (ETS ou SEQE) est devenu sérieusement incitatif avec un coût de la tonne de CO2 émis autour de 70-75 €/tCO₂ d’ici 2030, grâce à des efforts d’atténuation également déclenchés par d’autres mesures et devrait ensuite augmenter dans les années 2030, jusqu’à environ 130 €/tCO₂ d’ici 2040, sous l’effet d’un contexte de décarbonation croissant.  Son extension à de nouveaux secteurs est prévue par un ETS2 ou SEQE2 qui concernera les émissions de CO2 des énergies fossiles utilisées dans les secteurs du transport routier, des bâtiments, des travaux publics et de la petite industrie. Les revenus de ces dispositifs n’alimentent pas le budget de l’Etat national mais reviennent à la Commission Européenne qui les consacre exclusivement à des projets pour le climat (selon les priorités de l’UE). Il convient donc de veiller à ce que ces dispositifs européens créent des incitations cohérentes avec nos objectifs nationaux, notamment concernant les projets nucléaires qui produisent notre électricité très peu carbonée. 

• La taxe carbone fixée au niveau national pour couvrir les émissions de CO2 des secteurs non soumis au marché ETS est plafonnée à 44,6 euros par tonne de CO2 depuis 2018 suite aux contestations dites « des gilets jaunes ». L’Etat a renoncé à l’augmenter comme prévu initialement. L’extension de l’ETS à de nouveaux secteurs en réduira encore le champ. Nous ne pensons pas donc pertinent d’y revenir. 

• Compte tenu du dramatique endettement de l’Etat, nous ne préconisons pas la réduction du rendement global des fiscalités énergétiques mais de les structurer et les mettre en cohérence avec l’objectif de décarbonation. Le montant des accises pesant sur l’énergie se montent à 16,0 milliards d’euros en 2024. La décomposition entre les diverses énergies concernées montre que les produits pétroliers représentent à eux seuls 60% des prélèvements, suivis par l’électricité (32,8%) et loin derrière par le gaz naturel (5,3%). Les recettes auxquelles l’Etat renonce sous forme d’exonérations diverses sont en outre  estimées à 52 milliards d’euros. 

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Un système fiscal n’est pas une construction totalement rationnelle mais le produit de l’Histoire, donc de décisions prises à des moments différents pour des motifs différents. Cela peut dès lors conduire à des incohérences ou à des situations surprenantes. La fiscalité de l’énergie n’échappe pas à la règle.

En matière de prélèvements obligatoires il convient de distinguer l’impôt et la taxe. L’impôt est en général ad valorem ce qui signifie que c’est un pourcentage d’une assiette évaluée en euros. C’est le cas de la TVA qui, malgré son nom, est un impôt au sens juridique du terme, dont le taux normal est aujourd’hui de 20% et qui s’applique à toutes les activités dans le secteur de l’énergie, même si son montant peut être récupéré par les entreprises, ce qui en fait de facto un impôt sur la seule consommation (il existe un taux réduit à 5,5% qui s’appliquait jusqu’à récemment encore sur l’abonnement à l’électricité et au gaz naturel). Certains impôts sont fixés en euros par quantité physique (MWh ou hectolitre par exemple). Ce sont des accises. L’impôt obéit à la règle de non affectation des recettes ce qui signifie qu’il est versé dans un pot commun pour financer les dépenses publiques, sans qu’il soit précisé de quel type de dépense il s’agit.

La taxe est en général évaluée en euros par quantité physique (euros par MWh ou par hectolitre d’essence par exemple) et elle est le plus souvent, quoique pas toujours, affectée à un type de dépense (c’était le cas de la CSPE, de la TCFE, de la TICFE, de la TICPE et de la TICGN qui en 2022 ont été redéfinies comme accises et ne sont donc plus affectées en principe). Au départ la CSPE visait à compenser les charges de service public de l’électricité telles que le financement des obligations d’achat des renouvelables, le financement de la péréquation tarifaire pour les zones non interconnectées (DOM ou Corse), le financement de certains dispositifs sociaux pour les personnes en situation de précarité énergétique. La taxe carbone est elle aussi une taxe affectée à des investissements écologiques. Certaines taxes affectées sont évaluées en euros, comme la taxe de ramassage des ordures ménagères. Il ne faut pas confondre les prélèvements votés par le Parlement ou une collectivité publique (la Région par exemple) avec les péages d’accès à certaines infrastructures, comme le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) qui sont en général fixés par un organisme public (mais qui peut être privé) tel que la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) ; ce ne sont pas des taxes au sens juridique : ce sont des prix (ou péages) qui correspondent à un service et leur montant est réputé correspondre au coût du service rendu.

Il importe de garder à l’esprit que l’Etat, qui a besoin d’impôts pour financer les dépenses publiques, recherche une assiette stable et la moins aléatoire possible. Les énergies (surtout les carburants) présentent l’avantage de correspondre à une consommation relativement peu élastique, à court terme du moins. La base d’imposition est en outre prévisible avec une bonne approximation.

L’électricité, le gaz et les produits pétroliers supportent à la fois la TVA et des accises. Nous n’abordons pas ici la question des péages. Les tarifs d’accès aux réseaux sont un élément important du prix payé par le consommateur final (particulier ou entreprise) qui représente entre 20 et 35% du prix TTC du MWh d’électricité ou de gaz. C’est 23% de la facture d’électricité à mi-septembre 2025 pour un ménage. Il existe un tarif pour le réseau de transport et un tarif pour le réseau de distribution et le montant payé varie en fonction du lieu de raccordement du client. Notons que les grandes entreprises bénéficient de tarifs réduits.

La note est divisée en 2 parties :

1. Un état des lieux de la fiscalité assise actuellement sur l’électricité, le gaz et les produits pétroliers ;
2. Une réflexion sur l’impact de cette fiscalité sur la compétitivité des entreprises.

Etat des lieux de la fiscalité sur l’énergie

Le schéma ci-après donne la structure du prix TTC d’un kWh d’électricité, d’un kWh de gaz naturel, d’un litre d’essence et d’un litre de fioul achetés en 2025 par un consommateur domestique en France (source : données internet). On constate que la part des taxes est de 20% pour le gaz, 25% pour l’électricité, 30% pour le fioul (FOD) et 60% pour l’essence.

Le secteur domestique paie et supporte la TVA. Le secteur professionnel la paie mais ne la supporte pas puisqu’il la récupère (hormis quelques rémanences), et cela ne pèse donc pas sur sa compétitivité. La TVA est un impôt assis sur la consommation qui s’applique à tous les produits et services, et son assiette inclut les accises prélevées en amont, ce qui en fait un impôt assis partiellement sur un impôt. Les professionnels paient et supportent les accises mais ils peuvent bénéficier de réductions et c’est notamment le cas des gros industriels (électro-intensifs par exemple). Il existe également une taxe carbone qui peut, dans certains cas, être incluse dans une accise (cas de la composante carbone de certaines accises). Nous examinerons successivement les accises et la taxe carbone. La TVA (20%) étant acquittée sur tous les produits, nous raisonnons hors TVA dans ce qui suit.

Les accises

Le tableau ci-après présente les accises qui pèsent aujourd’hui sur les différentes énergies et qui ont pris le relais de la CSPE (contribution au service public de l’énergie) et de la TICFE (taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité). Nous ne prenons pas en compte la CTA, Contribution Tarifaire d’Acheminement, taxe spécifique aux secteurs du gaz et de l’électricité, mise en place en 2004 au profit de la Caisse Nationale en charge des retraites des personnels de l’électricité et du gaz. La TICPE (taxe intérieure sur la consommation de produits énergétiques), qui frappe les produits pétroliers utilisés comme carburants ou combustibles de chauffage, a remplacé la TIPP (taxe intérieure sur les produits pétroliers).
Toutes les accises ont été calculées ici en euros par MWh, afin de faciliter les comparaisons ; notons que les taux ont changé au 1er août 2025.

Source estimations sur la base de documents du ministère de l’économie (Guide sur la fiscalité énergétique)

On notera que les carburants sont sensiblement plus taxés que l’électricité et le gaz ; l’électricité est sensiblement plus taxée que le gaz naturel alors même que la première est décarbonée en France à plus de 95% ce qui n’est pas le cas du gaz fossile. Les accises sur l’électricité sont également plus importantes que celles qui pèsent sur certains produits pétroliers comme le GPL, le FOD et même le fioul lourd. La structure de la fiscalité française ne correspond donc pas aux ambitions affichées de décarbonation du mix électrique. Cela s’explique par le fait qu’au départ ces taxes sur l’électricité étaient calées sur le coût des missions de service public (les subventions aux renouvelables en particulier). Le montant élevé des taxes est demeuré lorsque la taxe a été transformée en accise. Notons aussi qu’il faut également tenir compte de la taxe carbone dont il sera question ci-après et qui cette fois pénalise le gaz, certains secteurs industriels utilisant des produits pétroliers, mais aussi une faible proportion de la production d’électricité. Les très gros industriels bénéficient d’accises à taux réduit.

Si l’on raisonnait non plus en MWh mais sur la base du CO2 émis par chaque énergie, on constaterait que l’électricité est encore plus fortement pénalisée que le gaz ou les autres substituts. C’est ce que montre une étude de l’IFRAP (2025).

Source IFRAP « Pourquoi il faut baisser les taxes sur l’électricité ? », septembre 2025

La figure ci-après retrace l’évolution de l’accise qui pèse sur l’électricité achetée par le consommateur domestique. On constate une forte augmentation depuis 2011, comme indiqué, qui s’explique par les subventions accordées aux renouvelables, sous forme d’obligation d’achat ou de complément de revenu, à une époque où il y avait correspondance entre le surcoût des renouvelables et le niveau de la taxe. C’est en 2022 que ces taxes ont changé d’intitulé en devenant des accises et non plus des taxes affectées. Elles sont maintenant versées au budget général de l’Etat et c’est donc le contribuable qui paie pour le soutien des renouvelables et la lutte contre la précarité énergétique, et non plus directement le consommateur d’électricité même si celui-ci est aussi un contribuable. En 2022, 2023 et 2024 la taxe (devenue accise) a été fortement réduite pour compenser en partie le coût élevé de la production et fourniture d’électricité lié à l’envolée du prix du gaz naturel suite à la guerre en Ukraine (bouclier tarifaire). L’accise a été fortement réévaluée en 2025 après la fin du bouclier tarifaire, et du fait d’une majoration destinée à financer la péréquation spatiale des tarifs (ZNI). On a, par ce biais, réintroduit une mission de service public dans l’accise, ce qui juridiquement lui donne le caractère d’une taxe. Rappelons que les accises ne sont pas des impôts affectés ce qui signifie que le montant est en théorie indépendant aujourd’hui du coût des missions de service public pour lesquelles ces taxes avaient été introduites au départ, même si en pratique un lien subsiste de façon implicite.

Le schéma ci-après retrace l’évolution de l’accise sur le gaz naturel depuis 2013 (en euros/MWh et en %). On constate une forte augmentation en 2018, suivie d’un plateau, puis une nouvelle augmentation en 2024 suivie d’une baisse à mi-2025. Sur toute la période on peut voir que l’accise (ou ex taxe) sur le gaz est sensiblement inférieure à celle portant sur l’électricité.

Un prix du carbone

Pour pénaliser et limiter les émissions de carbone (avec un objectif de « zéro émissions » en 2050, lequel ne sera sans doute pas atteint) deux mécanismes sont actuellement en vigueur :

1. Un marché européen du carbone (ETS ou SEQE pour Emissions Trading Schemes ou Système d’Echange de Quotas d’Emissions) qui depuis 2005 concerne les grosses entreprises émettrices de CO2 (12000 environ en Europe, 1500 en France). L’objectif est d’harmoniser le coût du carbone émis partout en Europe. Cela concerne la chimie, le ciment, le raffinage pétrolier mais aussi la faible production d’électricité thermique française (4 à 6% selon les années). Les acteurs concernés doivent respecter des quotas d’émissions, ils peuvent en vendre ou en acheter selon les cas. Le prix de la tonne de CO2 fluctue en 2025 aux alentours de 70 euros mais il a atteint près de 100 euros en 2022. Ce prix est sensible aux opérations d’open market que peuvent mener les pouvoirs publics en injectant ou retirant des quotas. Ce coût du carbone vient parfois s’ajouter aux accises pour ceux qui y sont soumis. Ce marché du carbone sera étendu à d’autres activités dès 2027. Un nouveau système dit SEQE 2 adopté en 2023 (avec entrée en vigueur en 2027) concernera les émissions de CO2 des énergies fossiles utilisées dans les secteurs du transport routier, des bâtiments, des travaux publics et de la petite industrie. Notons que les quotas gratuits qui avaient été introduits pour ne pas trop pénaliser certaines industries tendent à être supprimés progressivement partout en Europe. À partir de 2024, 100 % des revenus du SEQE-UE sont exclusivement consacrés à des projets pour le climat, conformément à la législation européenne (selon les priorités de la Commission européenne). L’extension du prix du carbone aux carburants fossiles (essence, diesel, fioul) a pour but d’inciter les ménages et les entreprises à investir dans la rénovation énergétique, le chauffage électrique, le véhicule électrique. Il faudra néanmoins regarder comment cette extension impacte la taxe carbone dont il est question ci-après. Y aura-t-il superposition ou substitution entre les deux prix du carbone ?
2. Une taxe carbone fixée au niveau national qui couvre les émissions de CO2 dans les secteurs non soumis au marché ETS. Cette taxe carbone est en fait une composante carbone intégrée à la fiscalité analysée ci-dessus (accises). Cette taxe ne s’ajoute donc pas aux accises, puisqu’elle en est une composante, mais elle a un impact sur leur montant. Le schéma ci-après donne l’évolution de cette taxe depuis 2014. Cette taxe est plafonnée à 44,6 euros par tonne de CO2 depuis 2018 suite aux contestations dites « des gilets jaunes ». L’Etat a renoncé à suivre le chemin qui avait été prévu initialement.

 

Le poids de la fiscalité énergétique dans les recettes de l’Etat

Il n’est pas aisé de déterminer ce poids pour plusieurs raisons. Il faut d’abord déterminer si l’on raisonne sur les administrations publiques (Etat et collectivités territoriales) ou sur l’Etat seul ; nous raisonnons ici sur l’Etat. Il faut ensuite ne pas confondre recettes brutes et recettes nettes de l’Etat : une partie des impôts collectés par l’Etat est versée aux collectivités territoriales voire à la sécurité sociale. C’est le cas notamment de la TVA dont une large proportion est aujourd’hui versée à ces collectivités territoriales. C’est aussi le cas des impôts sur l’énergie mais en plus faible proportion. Nous choisissons ici de raisonner sur les recettes nettes de l’Etat, après reversement. Il faut également tenir compte des exonérations dont bénéficient certains contribuables ; Il faut enfin choisir entre la loi de finances initiale (LFI) et la loi de règlement (LFR) après exécution du budget. Nous prenons en compte ici le budget de l’Etat tel qu’il a été exécuté en 2024. Il convient aussi de préciser que, si la composante carbone des accises est bien prise en compte ici, il n’en va pas de même pour les achats de quotas sur le marché européen du carbone auxquels certaines entreprises sont soumises. Tous les chiffres doivent donc être interprétés avec prudence.

Le schéma ci-après donne l’évolution des accises énergétiques inscrites au budget de l’Etat depuis 2008 (source : Cour des comptes avril 2025) :

On constate que le montant de ces accises pesant sur l’énergie se monte à 16,0 milliards d’euros en 2024. A cela il convient d’ajouter la TVA pesant sur les consommations d’énergie, pour un montant qui devrait approcher les 3 milliards d’euros (sur la base d’une TVA de 20%). La part des impôts sur l’énergie, TVA comprise, dans le budget de l’Etat serait donc de 5,8% (sur la base de 325,7 milliards d’euros de recettes fiscales totales pour l’Etat en 2024). Cela représente 0,6% du PIB de 2024 (PIB de 3162 milliards d’euros).

La décomposition des accises énergétiques (hors TVA) entre les diverses énergies concernées est fournie dans le schéma ci-après et montre que les accises sur les produits pétroliers représentent à elles seule 60% des prélèvements, suivies par l’électricité (32,8%) et loin derrière par le gaz naturel (5,3%) (source : estimations sur la base de données diverses, notamment SDES du ministère de l’écologie). Encore une fois les quotas de carbone ne sont pas inclus.

Pour être complet il faudrait aborder la question des « dépenses fiscales » c’est-à-dire de recettes auxquelles l’Etat renonce sous forme d’exonérations diverses. Le Haut-Commissariat à la stratégie et au plan (HCSP) estime à 52 milliards d’euros ces « non-recettes » fiscales pour 2023, ce qui est loin d’être négligeable. Ces exonérations portent en priorité sur la TVA et l’impôt sur les sociétés, mais une faible part concerne aussi les produits énergétiques.

Impacts sur la compétitivité des entreprises

Une baisse des accises sur l’électricité favoriserait-elle la compétitivité de l’industrie française ? L’électricité est plus chère en Europe qu’en Chine ou aux Etats-Unis. On sait que les prix de l’électricité en Chine sont artificiels tant sont nombreuses les aides accordées par l’Etat au secteur électrique. Aux Etats-Unis c’est le bas prix du gaz naturel qui explique largement le bas prix de l’électricité utilisée par l’industrie. Le gaz représentait 40,6 % de la production d’électricité américaine en 2024 contre 17,6% dans l’Union européenne en moyenne. Le charbon est lui aussi bon marché aux Etats-Unis et représentait encore 16,30% de cette production d’électricité en 2024. Le prix de l’électricité (hors taxes mais coût des réseaux compris) est en moyenne deux fois plus élevé dans l’Union européenne qu’aux Etats-Unis (18,7 centimes d’euro par kWh contre 8,3 centimes d’euro aux Etats-Unis en 2024), en partie parce que le prix du gaz naturel y est 3 à 4 fois plus élevé. Le gaz est marginal une bonne partie du temps sur le marché de gros européen de l’électricité (de l’ordre de 30%). Le gaz ne représente que 4 à 6% de la production d’électricité en France mais il est marginal entre un quart et un tiers du temps du fait des échanges aux frontières. Le gaz importé en Europe est de plus en plus du GNL américain et celui-ci rendu ports européens est sensiblement plus coûteux que le gaz russe livré par gazoducs, du fait des coûts élevés de la liquéfaction et du transport par méthaniers. Notons toutefois que le prix de l’électricité pour les industriels est plus faible en France que dans la majorité des autres pays de l’Union, excepté dans les pays nordiques qui disposent de capacités hydrauliques importantes.

La baisse du prix spot sur le marché de gros européen observée depuis 2024, qui s’accompagne néanmoins d’une forte volatilité des prix, est largement due à l’existence d’une surcapacité électrique imputable au développement des renouvelables mais cela ne doit pas faire illusion. Ces renouvelables bénéficient souvent d’un complément de rémunération financé par l’impôt à travers le mécanisme des CfD (Contracts for Differences ; on parle de complément de rémunération), de sorte que ce que le consommateur gagne sur le spot est compensé par une hausse des impôts payés par le contribuable.

(1) 18,7 centimes d’euro par kWh en Europe correspond à 187 euros/ MWh. Il s’agit là d’une moyenne (comme d’ailleurs le chiffre 8,35 aux Etats-Unis). L’écart de prix entre une PME et un électro-intensif est énorme. A titre indicatif certains électro-intensifs négocient avec EDF à un prix de l’ordre de 70 euros/MWh « sortie centrale » (via des CAPN). Ce prix ne peut guère baisser davantage puisque la CRE vient de publier en septembre 2025 un rapport fixant à 60,3 euros le coût du MWh nucléaire du parc historique. Certains industriels demandent 50 euros/MWh ce qui reviendrait à pratiquer des subventions croisées entre consommateurs, au détriment du secteur domestique. A ce prix de l’ordre de 70 euros s’ajoute l’accise qui, pour certains électro-intensifs, n’est que de 0,50 euro/MWh, chiffre en vigueur jusqu’au 31/12/2025 (source BOFIP, 2025) ; si l’on y ajoute le coût du péage d’accès au réseau de transport qui est de l’ordre de 10% du TURPE (ces entreprises ne paient pas le coût de la distribution) donc de l’ordre de 7 à 8 euros/MWh, on aboutit à 77 à 78 euros/MWh au total. On peut donc estimer que la grande industrie paie un prix de l’électricité qui se situe dans la fourchette 80-100 euros/MWh, selon le type d’entreprise et son secteur d’activité. On est loin de ce chiffre pour les petites, moyennes et très petites entreprises qui représentent la majorité des entreprises industrielles et qui paient leur électricité à un niveau bien plus élevé.

Conclusion

Une baisse des accises sur l’électricité profiterait sans aucun doute aux ménages et aux petites et moyennes entreprises, moins à la grande industrie qui bénéficie déjà de fortes voire très fortes réductions (comme c’est aussi le cas pour les tarifs d’accès aux réseaux). Il faut rappeler que les PME sont fortement présentes dans le secteur industriel et que leur compétitivité serait améliorée si le montant de ces accises était revu à la baisse. Une baisse du taux de la TVA avantagerait les seuls ménages, pas les entreprises. Pour les électro-intensifs c’est au niveau du coût de fourniture du MWh que se trouve des marges de manoeuvre. On peut penser aux marges des fournisseurs d’électricité mais aussi et surtout au coût de production de l’électricité. L’Europe n’a pas accès à un gaz bon marché, comme c’est le cas aux Etats-Unis, pour produire son électricité et une baisse des accises n’est pas de nature à compenser cet inconvénient.

Une baisse du coût du carbone n’aurait pas beaucoup d’impact sur le coût de production du MWh français au vu du faible poids des énergies fossiles dans cette production ; elle pourrait néanmoins impacter un peu le coût de l’électricité importée du fait des interconnexions transfrontalières puisque la part du gaz dans la production d’électricité y est plus forte. Cette baisse du coût du carbone aurait en revanche un impact important sur le coût de production des entreprises qui doivent acquérir des quotas de carbone, une contrainte que n’ont pas leurs concurrents américains (sauf rares exceptions dans quelques Etats fédérés). Il s’agit là de quotas liés aux consommations intermédiaires dues aux usages du gaz naturel ou à ceux d’autres matières premières, le charbon sidérurgique ou le charbon-vapeur notamment. On pourrait d’ailleurs dire la même chose des charges sociales qui pèsent sur le coût du travail, en France particulièrement.

Le faible coût du nucléaire historique largement amorti est en revanche un avantage pour l’industrie française et la signature de CAPN (Contrats d’Allocation de Production Nucléaire), ou même de simples PPA (Power Purchase Agreement), est une solution que les électro-intensifs semblent aujourd’hui privilégier à juste titre pour stabiliser à un niveau acceptable le coût d’accès à l’électricité. Une incertitude supplémentaire concernant l’évolution du prix spot de l’électricité doit être prise en considération du fait de l’introduction le 1er octobre 2025 d’enchères pay as clear toutes les 15 minutes (et non plus toutes les heures) sur le marché de gros day-ahead. Choisir des contrats hors marché sous forme de PPA ou CAPN met largement à l’abri des incertitudes et de la volatilité des marchés spot.

En conclusion on constate que la fiscalité énergétique pèse pour l’essentiel sur les ménages, les artisans et les petites et moyennes entreprises. Les grandes entreprises (en particulier les électro-intensifs) bénéficient de larges exonérations.
Il importe de prendre avec précaution certains chiffres présentés ici, d’abord parce que ce sont souvent des ordres de grandeur qui recouvrent des réalités diverses à partir de documents qui ne convergent pas toujours, ensuite parce que les prix portant sur la fourniture d’électricité négociés dans les contrats industriels (avec EDF) sont souvent confidentiels donc difficiles à estimer. Pour être complet il faudrait faire des études de cas par branches industrielles et types d’entreprises. Il ne faut pas oublier non plus que les prix de vente payés par les consommateurs sont parfois jugés excessifs mais qu’ils doivent couvrir les coûts des opérateurs et procurer des marges pour investir. La fiscalité a aussi pour fonction de financer les dépenses collectives dont profitent les entreprises comme les ménages.

Jacques Percebois

 

La France dispose d’un atout technologique majeur, aujourd’hui sous-exploité : les réacteurs à neutrons rapides refroidis au sodium (RNR-Na). Cette technologie, développée dès les années 1960, permet de recycler le combustible usé et de produire de l’électricité tout en réduisant la quantité de déchets radioactifs à long terme. Elle constitue un levier clé pour renforcer l’indépendance énergétique et le leadership global de la France.

Or, malgré un demi-siècle d’avance technologique, cette filière a été affaiblie par des décisions politiques incohérentes et un manque de vision stratégique sur le long terme. Les arrêts successifs des projets Superphénix et ASTRID ont laissé la France sans feuille de route claire, alors même que d’autres grandes puissances (Russie, Chine, Inde et États-Unis) accélèrent dans ce domaine.

La relance de cette filière devrait s’appuyer sur une complémentarité forte entre les réacteurs à eau pressurisée actuels (REP), le développement des petits réacteurs modulaires (PRM) et les réacteurs RNR de grande puissance. Ces derniers permettent le recyclage du combustible nucléaire usé stocké en France, et offriraient donc au parc nucléaire français une autonomie de plusieurs milliers années, sans aucune importation de matière première.

A l’heure où la transition écologique s’accélère, où les tensions géopolitiques s’exacerbent et où la dépendance aux matières combustibles constitue une vulnérabilité critique, il est nécessaire d’agir en faveur de la relance des RNR et de capitaliser sur la maîtrise de la technologie sodium.

l’Ecole de Guerre Economique (EGE)

Temps de lecture : 4 minutes

La loi Duplomb, en format long, loi visant à lever les contraintes à l’exercice du métier d’agriculteur, était une proposition de loi française portée par les sénateurs Laurent Duplomb (LR) et Franck Menonville (UDI).  

Elle reprenait plusieurs revendications de certains syndicats agricoles notamment en autorisant sous certaines conditions des dérogations pour l’acétamipride, un pesticide néonicotinoïde banni en France depuis 2020 mais autorisé jusqu’en 2033 dans tous les autres pays membres de l’UE.

La pétition contre la loi Duplomb 

Une pétition lancée par Eléonore PATTERY, étudiante  en Master QSE et RSE (Qualité, Sécurité, Environnement / Responsabilité Sociétale des Entreprises) a recueilli plus de 2 millions de signatures. Cette pétition écrivait en particulier : 

« La Loi Duplomb est une aberration scientifique, éthique, environnementale et sanitaire.  
Elle représente une attaque frontale contre la santé publique, la biodiversité, la cohérence des politiques climatiques, la sécurité alimentaire, et le bon sens. Cette loi est un acte dangereux.  
Nous sommes ce que nous mangeons, et vous voulez nous faire manger quoi ? Du poison. » 

Plus de 2 millions de citoyens ont signé cette pétition . Ils ont exprimé par-là leurs inquiétudes sur les effets environnementaux et sanitaires de ce texte.  

La censure de la loi Duplomb et les problèmes qu’elle soulève 

La loi « Duplomb » a été en partie censurée par le Conseil constitutionnel, jeudi 7 août, notamment pour son article visant à réintroduire par dérogation l’acétamipride. 

Une première remarque, soulignée par Agnès Buzyn, ancienne ministre de la Santé, et son think tank porte sur l’analyse du processus décisionnel et la nécessité d’une étude scientifique approfondie avant de soumettre au vote ce type de loi.

Depuis 2009, les projets de loi du gouvernement doivent être accompagnés d’études d’impact. Mais cette exigence ne s’applique pas aux propositions de loi d’initiative parlementaire. Or, depuis la dissolution de juin 2024, ces textes se sont multipliés, occupant dans la fabrique législative une place croissante. La proposition du sénateur Laurent Duplomb en fait partie. Et elle illustre les dérives que cette faille procédurale rend possibles, en ayant progressé jusqu’au vote sans être adossée à un appareil critique et bibliographique approfondi et public. Si des experts issus d’instituts publics de recherche (Inserm, CNRS, Inrae, Anses) ont bien été auditionnés en commission, aucune trace n’a été rendue publique : ni les questions posées ni les réponses apportées. Les parlementaires ont-ils voté en connaissance de cause ? Les citoyens ont-ils pu juger de la solidité des arguments scientifiques ? Rien n’est moins sûr. Cette absence de transparence alimente légitimement la défiance. » 

 A noter à cet égard que l’Office Parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST), avait été créé en 1983 précisément pour éclairer députés et sénateurs dans ce genre de débat parlementaire ; il n’a pas été consulté en l’occurrence. 

Le débat sur la toxicité de l’acétamipride et ses dangers réels ou supposés 

Pour censurer la disposition conduisant à la réintroduction de l’acétamipride, le Conseil Constitutionnel n’a pas invoqué le principe de précaution mais fait référence à l’article premier de la Charte de l’environnement – le droit à vivre dans un environnement sain. Il considère comme acquis que ces pesticides pourraient être responsables d’une atteinte à l’environnement.  

A l’évidence toute utilisation d’un produit (pesticide, engrais …) peut entraîner des conséquences. Mais il faut en peser les avantages et les inconvénients.

Peut-on se passer de l’acétamipride ? 

Dans un article du Point, Geraldine Woessner écrit : pour la plupart des cultures, des alternatives à l’usage de l’acétamipride ont été trouvées. Mais pas pour toutes… La filière des betteraves sucrières, notamment, reste vulnérable aux attaques de pucerons, et à la concurrence des betteraviers allemands, qui pulvérisent de l’acétamipride sur leurs propres cultures, et exportent désormais vers la France. 

Ces six dernières années, six sucreries ont déjà fermé en France. Autre culture menacée : les noisettes, menacées par le ver balanin et la punaise diabolique, contre lesquels aucune alternative n’a montré d’efficacité. Aujourd’hui, 350 producteurs fournissent en France environ 12 000 tonnes de noisettes, soit à peine un quart de la consommation domestique. Le reste est massivement importé de Turquie, et dans une moindre mesure d’Italie ou des États-Unis… Qui, tous, utilisent de l’acétamipride, et beaucoup d’autres substances que la France interdit. 

Conclusions ? 

Le vote de la loi Duplomb aurait dû s’appuyer avec l’OPECST sur une analyse rigoureuse des études réalisées sur les effets de l’acétamipride et sur une écoute attentive des spécialistes, en tenant compte des intérêts des agriculteurs. 

L’utilisation de l’acetamipride étant autorisée dans tous les autres pays de l’Union Européenne jusqu’en 2033 ainsi que dans la plupart des grands pays producteurs, son interdiction en France pénalise en particulier les producteurs de betteraves à sucre et de noisettes.

On peut s’interroger sur les raisons de cette divergence et les éventuelles défaillances de notre représentation nationale dans ce processus de décision communautaire. Promouvoir la solidarité européenne, mais se positionner seuls en donneurs de leçons pose question.

La prise en compte des couts et bénéfices de l’acétamipride est nécessaire. Son usage n’est pas sans impacts mais ces impacts sont limités tandis que son interdiction pénalise les agriculteurs français concernés, qui en tout état de cause n’ont pas à être dénoncés comme empoisonneurs. 

Jacques Roger-Machart et Jean-Pierre Favennec

L’hydrogène est utilisé dans les processus industriels (pétrochimie, fabrication d’engrais, production de méthanol, source d’énergie pour le spatial) ; il est également considéré comme un vecteur énergétique pertinent pour se substituer aux énergies fossiles dans tous les usages où c’est possible. Il faut pour cela qu’il soit dorénavant produit non carboné.

N’existant guère dans la nature à l’état pur, il est produit aujourd’hui  principalement par vaporeformage de gaz naturel fortement émetteur de CO2 pour un coût de 1,5 à 2 €/kg ; il convient pour en faire un vecteur énergétique de le produire à un coût compétitif par la conversion de matières existantes essentiellement l’eau (H2O) par électrolyse et de mettre au point des convertisseurs adaptés aux usages attendus, notamment la mobilité ou la chaleur. Actuellement les technologies d’électrolyse conduisent à des coûts de 4 à 6 €/kg et on espère atteindre 3 €/kg d’ici 2030. Il existe de l’hydrogène dans le sous-sol ; plusieurs années voire une ou deux décennies seront nécessaires pour conclure sur un possible usage.

Pour ses usages :

• on pense à la chaleur par mélange avec du gaz naturel et la fabrication de gaz de synthèse ;
• s’agissant de la mobilité cela nécessite d’intégrer le réservoir d’hydrogène, une pile à combustible produisant l’électricité, une batterie intermédiaire entre la pile à combustible puis le moteur électrique. Le coût complet d’un véhicule à hydrogène est donc nettement supérieur à celui d’un véhicule électrique sur batterie, ce qui conduit à réserver la mobilité hydrogène aux transports lourds routier ou ferroviaire et non aux véhicules individuels ou de transport léger. Pour ce qui concerne le transport aérien, le volume et le poids du réservoir sont des obstacles majeurs à l’emploi de l’hydrogène pour des vols longs;
• certains évoquent que le stockage inter-saisonnier de l’énergie pourrait trouver sa solution par l’hydrogène selon une chaîne électricité-hydrogène-électricité ; mais elle conduit à un coût final prohibitif par rapport au prix de l’électricité de réseau. De telles solutions ne sont envisageables que pour des zones très isolées et sans autres ressources énergétiques: c’est donc surtout dans l’industrie que l’usage d’hydrogène produit non carboné est appelé à se développer.

D’un point de vue géopolitique l’hydrogène, plus exactement les modalités de sa production et de son utilisation, devient un enjeu de politique industrielle : compétition et concurrence dure vont progressivement caractériser une industrie naissante.

La Chine et les Etats-Unis vont probablement prendre le leadership dans la capacité installée en électrolyseurs, l’Europe jouant le rôle de brillant troisième du peloton seulement si les annonces sont suivies de réalisations.

Pour ce qui concerne l’Europe le pacte vert pour l’industrie vise une croissance rapide de l’utilisation de l’hydrogène. Encore faut-il développer un réseau de transport et de stockage, ainsi que des infrastructures portuaires si l’ambition, notamment allemande, d’importer de l’hydrogène d’outre-mer devait se concrétiser ce qui est douteux. Cette importation pourrait se faire, soit par réseau de gazoducs dédiés, soit par transport maritime d’hydrogène liquide à -253°C (à comparer avec le GNL transporté à -161°C), nouveau défi majeur. D’autre part, la production par électrolyse nécessite le développement du système électrique décarboné avec une attention particulière au coût de l’électricité. Enfin, l’approvisionnement en matières premières, cuivre, nickel, terres rares, catalyseurs, doit être sécurisé.

Avant de conclure sur l’existence ou non d’un modèle d’affaires sur la longue duré, nous recommandons de ne pas céder à l’enthousiasme du moment et de garder une prudente circonspection.

Sylvain Hercberg

Temps de lecture : 15 minutes

L’hydrogène est aujourd’hui l’objet d’un intérêt concrétisé par de nombreuses décisions, par l’élaboration de programmes et de projets industriels. Réduire les émissions de gaz à effet de serre pour lutter contre le changement climatique conduit en effet à vouloir substituer un vecteur énergétique non carboné au charbon, au gaz et au pétrole dans tous les usages où cela est possible. L’atout principal de l’hydrogène est sa densité massique, 3 à 4 fois celle des combustibles fossiles. Cependant sa densité volumique est très mauvaise : pour le stocker et le transporter il faut le comprimer et/ou le liquéfier ce qui pose de nombreux problèmes (cf. suite).

L’hydrogène n’existant pas ou peu dans la nature, il convient pour en faire un vecteur énergétique de le produire par la conversion de matières existantes et de mettre au point des convertisseurs adaptés aux usages attendus, notamment la mobilité ou la chaleur. Aujourd’hui, la production d’hydrogène est principalement destinée à l’industrie, pour des usages très spécifiques ; Il est alors produit principalement par vaporeformage[1], moins coûteux que des méthodes alternatives et de la chaîne de valeur de la production aux utilisations. Mais il conviendrait que la production de ce vecteur soit décarbonée pour pouvoir contribuer à la maîtrise du changement climatique, ce qui n’est pas le cas du vaporeformage.

L’intérêt de l’hydrogène est de disposer d’un vecteur énergétique décarboné ; les nombreux programmes de recherche et de développement visant à disposer de ce nouveau vecteur doivent viser un coût complet d’utilisation en assurant la compétitivité.

Production d’hydrogène : quelques considérations technologiques et économiques

Qu’en est-il de l’hydrogène aujourd’hui ?

La production mondiale d’hydrogène est de l’ordre de 95 à 100 millions de tonnes par an, dont plus de 95% à partir d’énergies primaires fossiles par vaporeformage de gaz naturel. La chaîne industrielle est parfaitement maîtrisée par l’industrie chimique ; la production, aujourd’hui centralisée, est, de plus, financièrement attractive (1,5 à 2 € par kg d’hydrogène). Seuls moins de 1% sont produits en bas carbone par électrolyse de l’eau de saumure destinée à la production de chlore.

L’usage industriel de l’hydrogène est une réalité ancienne : pétrochimie, fabrication d’engrais, production de méthanol, source d’énergie pour le spatial ; hormis le spatial, l’hydrogène énergie consommé est de quelques centaines de tonnes par an, il s’agit alors d’hydrogène quasiment pur. Si l’on s’intéresse à la mobilité accompagnée de piles à combustible[2], le niveau de pureté requis (99,9995%) pour ne pas perturber le fonctionnement conduit à s’intéresser à sa production par l’électrolyse. Cela explique la démarche conduisant à coupler la production d’hydrogène avec la production d’électricité non carbonée d’origine renouvelable ou nucléaire ; encore faut-il, s’il s’agit d’électricité renouvelable intermittente, disposer d’électrolyseurs adaptés au suivi de charge. Et, bien entendu, le coût complet doit être acceptable pour l’utilisateur final.

Un mot sur le vaporeformage

L’hydrogène n’étant pas une énergie primaire disponible, il doit être « extrait » de ses composés. Le procédé le plus employé est le vaporeformage du méthane. Des catalyseurs sont indispensables et les émissions de gaz carbonique sont importantes, de l’ordre de 10 tonnes pour une tonne d’hydrogène soit un milliard de tonnes de gaz carbonique, à peu près autant que l’aviation, pour la production mondiale actuelle d’hydrogène.

Un mot sur l’électrolyse

L’électrolyse consiste à séparer l’hydrogène de l’oxygène de l’eau sous l’effet d’un courant électrique.

Trois technologies d’électrolyse existent à des stades de maturité différents:

• L’électrolyse alcaline est mature; elle fait appel à des électrolytes corrosifs à base de potasse et à des électrodes en nickel. Sa production est peu modulable donc peu adaptée aux sources d’électricité intermittentes. Le coût de production est aujourd’hui de l’ordre de 4 à 5 € par kg.
• L’électrolyse à membrane protonique a un rendement plus élevé, de l’ordre de 70%, mais la durée de vie de ces électrolyseurs est limitée, de l’ordre de 10 ans ; ces électrolyseurs sont compatibles avec des sources intermittentes d’électricité ; ils n’utilisent pas d’électrolyte liquide mais font appel à des métaux rares tels que le platine utilisé comme catalyseur. Le coût de production de l’hydrogène est de l’ordre de 5 à 6 € le kg.
• L’électrolyse haute température est plus loin de la maturité, attendue au mieux d’ici 2030 ; les rendements espérés sont très élevés (80 à 90%), mais la nécessité de stabilité de la température de fonctionnement limite la modulation donc l’alimentation en électricité intermittente. Le rendement espéré et un coût d’investissement inférieur du fait de l’absence de métaux nobles pourraient conduire à un coût de l’ordre de 3 € le kg.

La question du coût est centrale : l’électrolyse doit pouvoir concurrencer la production par vaporeformage. L’arrivée massive des énergies renouvelables intermittentes, solaire et éolien, contribue et contribuera, à côté du nucléaire et de l’hydroélectricité, à la décarbonation de la production d’hydrogène. Encore faut-il intégrer l’électricité intermittente sur le réseau, ce qui nécessite interconnexions, stockage, leviers de flexibilité, sans oublier le backup par une production centralisée pilotable en cas de manque d’ensoleillement et de vent ; celui-ci ne peut se faire que par des centrales thermiques utilisant des fossiles ou par du nucléaire et de l’hydraulique. Cela implique que le coût de mise en œuvre des énergies intermittentes est plus élevé que celui généralement annoncé.

Le coût de l’électricité étant la variable importante, deux orientations s’imposent pour l’Europe : en premier lieu raisonner en coût complet du kWh électrique vu du consommateur qu’est l’opérateur des électrolyseurs et limiter drastiquement sa production à base de combustibles fossiles, ce qui doit logiquement conduire les Etats membres dont la production est très carbonée, notamment l’Allemagne, à changer leur mix et à importer massivement de l’énergie non carbonée si nécessaire. L’hydrogène pourrait alors être une solution s’il est produit avec de l’électricité non carbonée. Il convient à cet égard de sortir des débats abscons portant sur la « couleur » de l’hydrogène, du vert au gris ou noir en passant par le rose selon l’origine de l’électricité, débats sous-tendus par des intérêts politiques et commerciaux.

Un mot sur l’hydrogène naturel

Il existe de l’hydrogène dans le sous-sol et la recherche a commencé dans plusieurs pays. Elle vise à identifier les zones où des réactions produisant de l’hydrogène peuvent se produire du fait principalement de l’interaction eau/roche et avec une vitesse qui dépend de la température et de la pression : effets de la radioactivité naturelle, de l’oxydation de roches, et de la maturation de matières organiques, de l’évolution des gaz volcaniques, … Plusieurs années voire une ou deux décennies seront nécessaires pour conclure sur un possible usage permis par une production massive. Il convient de noter que plusieurs pays, notamment l’Australie et les Etats-Unis, ont engagé des programmes pour mieux comprendre les phénomènes à l’origine de l’hydrogène du sous-sol, caractériser la composition et la structure des sous-sols favorables, modéliser les bassins et les réservoirs. La France, qui est un des leaders mondiaux pour ce qui est des technologies d’extraction et de la R&D sur l’hydrogène, gagnerait à un engagement plus conséquent de l’Etat, en particulier par une action et un financement dans la durée ; et cela d’autant plus que l’exploration a commencé et que des zones prometteuses ont été détectées au pied des Pyrénées et dans l’est du pays.  

Ces travaux gagneraient à être complétés par une évaluation du coût complet de la chaîne de l’exploitation à la mise à disposition des utilisateurs : coût de l’extraction, coût du transport (peut-être du même ordre de grandeur que pour le LNG), coût pour les usages industriels (coûts échoués si l’on substitue par anticipation de nouveaux équipements aux existants par exemple pour la sidérurgie), coût pour la mobilité (toujours le coût des réservoirs, des stacks, des piles à combustible). Le temps est donc celui de la R&D et celui de l’évaluation des échéances temporelles pour une production massive : 5 ans, 10 ans ?

Un mot sur l’hydrogène produit par thermolyse de biomasse

Il est également possible de produire de l’hydrogène par thermolyse de biomasse selon la solution Hynoca développée par la société française Haffner Energy. On fait chauffer la biomasse à 500°C pour une phase dite de thermolyse durant laquelle environ 20% de la masse totale de la matière entrante se transforme en un produit solide, le biochar, et les 80% restants en gaz. Le biochar peut être utilisé pour améliorer la qualité de rétention en eau des sols agricoles : il est, pour l’essentiel, composé de carbone, auquel s’ajoute notamment entre 1 et 2% de minéraux et de métaux (en particulier du fer, du zinc, du cuivre, très peu de métaux lourds). Enfoui dans le sol cela revient à de la captation de carbone. Le gaz, ou « vapeurs de thermolyse » composées pour l’essentiel de longues chaînes de molécules, est alors chauffé à 1000°C. Cette phase de vapocraquage permet de produire un gaz de synthèse constitué de petites molécules : de l’hydrogène pour l’essentiel, mais aussi un peu de méthane, de monoxyde et dioxyde de carbone et de l’eau. Une fois lancé, le système s’auto-entretient. Au final, presque 70% de l’énergie primaire sous forme de biomasse est convertie en hydrogène. Ce dispositif conduit à un coût de l’ordre de 4 à 5€ le kg compétitif avec les projets d’électrolyse de taille moyenne.

Un mot sur l’hydrogène naturel

Il existe de l’hydrogène dans le sous-sol et la recherche a commencé dans plusieurs pays. Elle vise à identifier les zones où des réactions produisant de l’hydrogène peuvent se produire sous l’effet de la pression et de la température : effets de la radioactivité naturelle, de l’oxydation de roches, et de la maturation de matières organiques, de l’évolution des gaz volcaniques, … Plusieurs années voire une ou deux décennies seront nécessaires pour conclure sur un possible usage.

Usages de l’hydrogène : quelles perspectives ?

Sous réserve bien sûr de capacités de productions électriques non carbonées, l’hydrogène peut devenir un vecteur énergétique. Encore faut-il disposer des technologies de conversion adaptées aux usages, chaleur, électricité pour la mobilité, fabrication de composés de synthèse, gestion du système électrique, stockage d’énergie, etc. Encore faut-il assurer que le coût complet d’utilisation soit compétitif avec les solutions aujourd’hui éprouvées et mises en œuvre.

Les perspectives d’utilisation de l’hydrogène sont régulièrement évoquées depuis fort longtemps, avec par exemple un temps fort au moment du premier choc pétrolier de 1973. Très vite, les principaux défis sont apparus, portant notamment sur la mise en place de filières industrielles. Avec la transition énergétique, ces perspectives ont retrouvé un intérêt dans l’actualité et de nombreux appels à projet ont vu le jour, susceptibles de bénéficier de marchés publics ou de subventions.

Et les enjeux sont désormais clairement formulés : la compétitivité du point de vue des utilisateurs finaux, la sécurité sachant que l’hydrogène est un produit chimique dangereux du fait de son pouvoir détonant et de la température de sa flamme.

Chaleur

Le concept de power-to-gas a été élaboré pour rendre compte de la possibilité de valoriser l’hydrogène en le produisant avec les surplus de production d’électricité intermittente qui apparaissent quand celle-ci dépasse la demande. Deux approches focalisent les études : le mélange avec le gaz naturel et la fabrication de gaz de synthèse. Il est en effet possible d’injecter de l’hydrogène dans le réseau de gaz, en sachant que la température de combustion de ce mélange sera supérieure à celle de la combustion du méthane seul ; ce qui conduit à une réglementation limitant le volume d’hydrogène injecté à quelques pourcents, variable selon les pays, et cela permet de bénéficier du réseau gazier existant. La méthanation, production de méthane de synthèse, consiste à faire réagir du gaz carbonique avec de l’hydrogène pour former du méthane. Mais son coût est très élevé : production d’hydrogène, captage du gaz carbonique difficile et cher, bien supérieur au niveau des prix sur le marché du carbone.

Mobilité

La mobilité nécessite le développement d’une nouvelle conception des véhicules pour intégrer le réservoir d’hydrogène, la pile à combustible produisant l’électricité utilisée par les moteurs électriques, et une batterie intermédiaire entre la pile à combustible et les moteurs. Tous ces éléments sont connus et maîtrisés, mais à un coût élevé principalement dû aux technologies employées : le réservoir pour contenir l’hydrogène sous une pression de 700 bars coûte plusieurs milliers d’euros ; la pile à combustible reste très chère du fait des matériaux utilisés, par exemple le platine servant de catalyseur. Les perspectives annoncées pour diminuer la quantité de platine ou le remplacer par un catalyseur moins cher ne sont pas à ce jour concrétisées à l’échelle industrielle. Par ailleurs, sachant que le rendement de l’électrolyse est de l’ordre de 60 à 70% et celui des piles à combustible d’environ 50%, le rendement de l’électricité pour un véhicule à hydrogène est de l’ordre de 30%, alors qu’il est de 70 à 80% pour un véhicule électrique à batterie. Le coût d’achat de la berline reste aujourd’hui très élevé, du même ordre que celui d’une voiture à moteur à combustion interne de très haut de gamme, et le coût complet de possession et d’utilisation d’un véhicule à hydrogène est donc nettement supérieur à celui d’un véhicule électrique, ce qui conduit à réserver la mobilité hydrogène aux transports lourds routier ou ferroviaire, qui seront plus difficiles à électrifier par des batteries, et non aux véhicules individuels ou de transport léger.

Pour ce qui concerne le transport aérien, le volume et le poids du réservoir sont des obstacles majeurs à l’emploi de l’hydrogène. De plus, il conviendrait, même avec un coût de l’hydrogène produit par électrolyse en forte diminution devenu compétitif, de disposer sur le territoire des infrastructures nécessaires au stockage et à la distribution de l’hydrogène.

Stockage d’électricité

Pour certains la question du stockage inter-saisonnier de l’énergie pourrait trouver sa solution par l’hydrogène. En effet la réaction inverse à l’’électrolyse de l’eau peut être réalisée, faisant réagir de l’hydrogène et de l’oxygène pour produire de l’eau, de l’électricité et de la chaleur. Mais cette chaîne électricité-hydrogène-électricité conduit à un coût final prohibitif par rapport au prix de l’électricité de réseau. De telles solutions ne sont envisageables que pour des zones très isolées et sans autres ressources énergétiques.

Utilisations industrielles

En plus des usages actuels de l’hydrogène dans l’industrie, comme la synthèse NH3 et le raffinage continueront, plusieurs projets de démonstration sont maintenant opérationnels ou en voie de l’être, dans la sidérurgie, la fabrication de céramiques et de verre, …. Il faudra que ce soit avec de l’hydrogène produit non carboné. Des développements technologiques sont nécessaires, telle que la substitution d’hydrogène au mélange hydrogène et monoxyde de carbone comme gaz réducteur pour la sidérurgie.

En conclusion, on peut dire sans risque d’erreur que l’hydrogène :

• sera utilisé essentiellement pour l’industrie pour la décarbonation des procédés (acier etc.), du raffinage , la production d’engrais etc.
• ne sera pas utilisé pour la mobilité individuelle qui sera électrique mais peut-être pour les transports lourds
• ne sera pas utilisé ou marginalement pour le chauffage (qui sera de plus en plus électrique ou gaz décarboné ou naturel) et pour le stockage (rendements trop mauvais)

L’hydrogène du point de vue géopolitique et du point du vue institutionnel

Des annonces et perspectives qui précèdent, il apparaît clairement que l’hydrogène, plus exactement les modalités de sa production et de son utilisation, devient un enjeu de politique industrielle : compétition et concurrence dure vont progressivement caractériser une industrie naissante. Les défis sont maintenant bien identifiés : percées technologiques, réduction des coûts de production et de distribution, disponibilité des matières et des composants élémentaires, … Des politiques publiques et des politiques de soutien aux investissements sont décidées dans un grand nombre de pays.

Les orientations et préconisations de l’Agence Internationale de l’Energie

L’Agence Internationale de l’Energie a commencé à actualiser ses perspectives sur l’hydrogène au début des années 2010, et publie maintenant régulièrement sa vision de l’apport possible de l’hydrogène à la maîtrise du changement climatique ; encore faut-il que ce soit de l’hydrogène « propre » et que les gouvernements soient ambitieux, adoptent les bonnes « règles du jeu » et mettent en place les bonnes politiques. Encore faut-il évaluer correctement les horizons de temps pour l’arrivée à maturité des technologies requises, sans optimisme déplacé, sans pessimisme décourageant.

Par ailleurs, les coûts importants d’investissement pour les équipements de la chaîne de valeur sont une réalité ; cela réduit l’impact des soutiens publics. L’AIE a préconisé une implication importante des Etats par des politiques publiques visant à :

• Adopter et développer une stratégie hydrogène,
• Mettre en place les incitations nécessaires pour réduire les risques pour l’investisseur : prix plus élevé sur le marché du carbone, seuils imposés d’utilisation de l’hydrogène, enchères, …
• Stimuler les investissements pour accélérer la demande d’hydrogène,
• Soutenir les politiques de R&D et d’innovation pour réduire le coût des technologies critiques,
• Adopter la normalisation et la réglementation nécessaires pour la diffusion des usages,
• Favoriser l’acceptation par la population de cette nouvelle industrie.

Des initiatives dans le monde

Selon l’AIE, environ 40 pays ont annoncé une stratégie hydrogène, mais leur mise en œuvre ralentit. Dans ses estimations les plus récentes, 175 GW d’électrolyseurs pourraient être opérationnels en 2030 contre 3 GW en 2022, pour une production bas carbone de 38 millions de tonnes ; mais la décision d’investissement dans les électrolyseurs n’est prise que pour moins de 10% des projets annoncés.

La Chine est récemment devenue leader dans l’utilisation des électrolyseurs avec 50% de la capacité installée dans le monde. Les projets se multiplient en Europe où plusieurs GW d’électrolyseurs pourraient être installés entre 2025 et 2030 (Norvège, Portugal, Espagne, Royaume-Uni, Allemagne, Pays-Bas, …) ; l’objectif affiché par l’UE est la production de 10 millions de tonnes d’hydrogène non carboné en 2030, objectif dont la faisabilité doit encore être démontrée. Et une mention particulière doit être faite pour la France, avec un soutien public de 700 millions d’euros en 2024 pour disposer de 150 MW d’électrolyseurs en 2024, 250 MW en 2025 et 600 MW en 2026. Ainsi les Etats européens pourraient être des acteurs importants, alors que la compétition se durcit : projets en Amérique latine et en Australie, impact de l’Inflation Reduction Act aux Etats-Unis, initiatives des Etats du Golfe pour produire de l’hydrogène ensuite transporté vers le reste du monde, en priorité l’Europe ; et il convient de s’interroger sur l’ambition allemande de produire de l’hydrogène dans les pays du Maghreb pour l’acheminer ensuite vers l’Europe, projet qui rappelle le projet Desertec de 2005-2006 pour transporter de l’électricité d’origine renouvelable d’Afrique du nord vers l’Europe, abandonné vu son coût et surtout le refus des pays du Maghreb de produire pour exporter alors que leurs propres besoins sont immenses.

De fait, il semble que la Chine et les Etats-Unis vont probablement prendre le leadership dans la capacité installée en électrolyseurs, l’Europe jouant le rôle de brillant troisième du peloton seulement et seulement si les annonces sont suivies de réalisations. L’Inde a également une forte ambition pour la production d’hydrogène, mais en utilisant prioritairement le charbon dont elle dispose en abondance pour produire l’électricité. Alors que la compétition est lancée, des coopérations entre Etats sont-elles possibles ou une nouvelle composante de la problématique de la sécurité d’approvisionnement en énergie est-elle sur le point d’émerger ?

Pour ce qui concerne l’Europe

La pacte vert pour l’industrie vise une croissance rapide de l’utilisation de l’hydrogène. Encore faut-il développer un réseau de transport et de stockage, ainsi que des infrastructures portuaires si l’ambition, notamment allemande, d’importer de l’hydrogène d’outre-mer devait se concrétiser.
Cette importation pourrait se faire, soit par réseau de gazoducs dédiés, soit par transport maritime d’hydrogène liquide à -253°C (à comparer avec le GNL transporté à -161°C), nouveau défi majeur, ce qui est complexe et pose des problèmes de sureté et de sécurité difficiles à traiter. D’autre part, la production par électrolyse nécessite le développement du système électrique décarboné avec une attention particulière au coût de l’électricité vu des opérateurs des électrolyseurs, coût qui doit être aussi bas et aussi stable que possible dans le temps ; ce qui conduit à une réforme importante du marché de l’électricité pour donner la visibilité nécessaire dans la durée aux industriels concernés.

Enfin, l’approvisionnement en matières premières, cuivre, nickel, terres rares, catalyseurs, doit être sécurisé. Cela peut-il se faire avec des accords commerciaux et des partenariats ? Cela peut-il se faire alors que la compétition s’accélère ? Cela doit-il se faire d’abord en développant la production de ces matières dans les Etats membres de l’UE ? En un mot, comment disposer de la souveraineté en énergie et éviter de nouvelles dépendances pour conserver la capacité d’initiative suffisante ainsi qu’une position éminente dans le monde ?

Pour résumer

La compétitivité de l’hydrogène est une variable clé ; elle dépend de la maturité des technologies de production et d’utilisation, et des conditions d’industrialisation. C’est pourquoi la R&D et l’expérimentation sont incontournables : comprendre les attentes, élaborer des modèles technico-économiques pertinents pour toute la chaîne de valeur, faire évoluer la réglementation, choisir lucidement les secteurs d’utilisation de l’hydrogène en tenant compte des trois objectifs principaux de toute politique de l’énergie que sont la sécurité d’approvisionnement, la maîtrise du changement climatique, le coût le plus faible pour les consommateurs.

Une approche complète s’impose, visant à pouvoir conclure sur l’existence ou non d’un modèle d’affaires sur la longue durée. Nous recommandons pour notre part de ne pas céder à l’enthousiasme du moment et à garder une prudente circonspection.

Sylvain Hercberg

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[1] Le vaporeformage ou reformage à la vapeur est un procédé de production de gaz de synthèse riche en hydrogène. Cette réaction d’hydrocarbures, principalement du méthane, en présence de vapeur d’eau est fortement endothermique.

[2] Une pile à combustible, ou PAC, est un générateur énergétique qui transforme de l’hydrogène combiné à l’oxygène de l’air pour produire de l’eau et de l’électricité qui alimente un moteur électrique de voiture, de bus, de camion …