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/

Temps de lecture : 11 minutes

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

******

[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. 

Temps de lecture : 17 minutes

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

******

[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 …

Les notes que nous avons publiées jusqu’ici sur notre site des « Progressistes pour la social-démocratie » ont traité de différentes perspectives technologiques – décarbonation par électrification des process industriels, motorisations électriques des mobilités des personnes comme des marchandises, numérisations et intelligence  artificielle, préventions des aléas de santé et traitement des soins, … –  devant nous permettre de nous engager dans une réindustrialisation  et un nouveau modèle économique plus vertueux au regard de l’environnement, de la qualité de la vie et du climat. Cependant, à l’occasion de débats auxquels nous participons autour de ces options, nous entendons des voix sceptiques qui évoquent des risques de carences en minerais et matières premières que nécessiteront ces nouvelles technologies.

C’est pourquoi nous nous préoccupions de traiter de ces risques réels ou fantasmés et recherchions des contributions pour en traiter.

Aussi nous nous sommes félicités de prendre connaissance de trois récentes publications traitant de cette problématique :

• L’une dans la Revue de l’Energie : « Electrification des transports : les batteries lithium-ion au cœur d’enjeux géopolitiques majeurs » :  https://www.larevuedelenergie.com/electrification-des-transports-les-batteries-lithium-ion-au-coeur-denjeux-geopolitiques-majeurs/.
• L’autre dans le dernier numéro 352 de la revue de l’Association française pour l’information scientifique (AFIS) « Science et pseudo-sciences » Revue Science et pseudo-sciences n° 352 (Avril 2025) – Avril 2025 – Afis Science – Association française pour l’information scientifique dont nous recommandons vivement la lecture et reproduisons l’introduction ci-dessous avec l’aimable autorisation de la rédaction.
• Et la plus récente publiée par le think tank de « La fabrique de l’industrie ». Elle pose les bases d’une politique française de sécurisation des approvisionnements, qu’il reste maintenant à consolider et prolonger à l’échelle européenne : https://www.la-fabrique.fr/wp-content/uploads/2025/11/approvisionnements-en-metaux-critiques-lindustrie-au-defi-des-grandes-dependances.pdf.

Ce dossier se décompose en deux parties. Dans ce numéro de Science et pseudo-sciences sont principalement abordées les questions relatives à l’amont de la chaîne : mines et carrières, ressources et réserves, aspects environnementaux et sociaux. Dans le numéro suivant seront traités différents thèmes relatifs à l’aval de la chaîne (recyclage, substitution, applications dans les domaines de la mobilité, de l’énergie ou du numérique).

Jean-Pierre Favennec et Jacques Roger-Machart

Temps de lecture : 16 minutes

Avec l’accroissement de la population mondiale, sa rapide urbanisation, l’augmentation des revenus et du niveau de vie moyens à l’échelle planétaire, la consommation des matières premières a fortement augmenté. Selon le bilan établi par le Programme des Nations unies pour l’environnement, avec 100 milliards de tonnes par an en 2024, l’extraction de ces matières premières a été multipliée par trois au cours des cinquante dernières années et continue de croître en moyenne de plus de 2,3 % par an [1]. Les matières premières incluent ici la biomasse (produits de l’agriculture et de la sylviculture, textiles, etc.), les combustibles fossiles (charbon, gaz, pétrole, etc.), les métaux et les minéraux non métalliques (construction, industrie chimique, engrais, céramiques, etc.). Toutefois, reflétant la transformation des économies passant d’une prépondérance de l’agriculture à un poids majeur de l’industrie, métaux et minéraux non métalliques représentent aujourd’hui près de 60 % du tonnage total extrait (55 milliards de tonnes). Le taux de croissance attendu pour les années à venir est très variable selon les ressources. Ainsi, le cobalt pourrait voir une croissance annuelle de consommation de l’ordre de 7 à 10 % [2].

Les minéraux et les métaux

L’histoire de l’humanité est intimement liée à l’usage des ressources du sous-sol de notre planète. Des sites miniers remontant à plus de 40 000 ans ont été identifiés, et cette activité a jalonné toute notre histoire, jusqu’aux enjeux géostratégiques d’aujourd’hui (voir l’article de Jérémie Melleton, Johann Tuduri et Anne-Sophie Serrand, « Ressources minérales : de quoi parle-t-on ? »).

Jusqu’où l’augmentation de cette consommation de ressources minérales va-t-elle se poursuivre ? Les débats sont vifs et anciens. Le Club de Rome, fondé en 1968 et rassemblant des scientifiques, économistes, industriels et fonctionnaires, a produit en 1972 un rapport désormais célèbre intitulé « The Limits to Growth ». Régulièrement mis à jour, ce rapport utilise un modèle mathématique pour établir des trajectoires différenciées d’« états du monde » dans les cent années à venir dans lesquelles sont mises en évidence des dynamiques d’effondrement, principalement en raison de la pollution et des ressources naturelles limitées [3]. Il a fait l’objet de nombreuses critiques et, malgré la forte croissance de la consommation observée, les progrès technologiques permettent d’exploiter de nouvelles ressources, certes de moins bonne qualité, mais dans des conditions économiques similaires. Le problème pourrait alors moins être, à court et moyen terme, celui de l’épuisement des ressources que celui, géostratégique, de l’accès à ces ressources (voir l’article de Michel Jébrak, « Les métaux, trop ou pas assez ? »).

L’évolution des usages et les enjeux géostratégiques

L’industrialisation d’un pays se caractérise par la construction d’infrastructures (industrie, logement, transports, énergie…) faisant appel principalement à des matières premières « structurelles » (par exemple, granulats, fer ou bauxite servant respectivement à la fabrication du béton, acier et aluminium) [4]. Les roches et minéraux industriels sont ainsi présents dans tous les domaines d’activité (voir l’article d’Éric Marcoux, « Roches et minéraux industriels : des matériaux de notre quotidien »).

Quand l’économie d’un pays évolue vers des technologies de pointe (numérique par exemple), d’autres matières premières sont requises. À cela s’ajoutent les exigences de la transition vers des énergies bas carbone, ce qui conduit à la consommation d’une grande quantité de métaux et ressources minérales spécifiques, avec les conséquences géopolitiques que l’on observe aujourd’hui, illustrées récemment par les enjeux autour de l’Ukraine et du Groenland mais qui concernent de très nombreux pays, conduisant parfois à des conflits armés (voir l’article d’Emmanuel Hache et Candice Roche, « Les métaux de la transition bas-carbone et numérique »).

L’accès aux ressources est donc un enjeu géostratégique majeur. L’Union européenne a identifié une liste de métaux et minéraux critiques définis comme ayant une grande importance économique et un risque élevé en termes d’approvisionnement. Ces matières premières sont en particulier indispensables dans le cadre des transitions écologique et numérique et dans des secteurs clés tels que la défense ou l’aérospatiale [5].

En 2023, 34 matières critiques ont ainsi été reconnues [6].

La Carrière, Théodore Rousseau (1812-1867)

En France, le gouvernement a confié au Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) l’identification des ces ressources critiques. Des « monographies » détaillées sont produites. Des « fiches de criticité » synthétiques leur sont associées, incluant une matrice à deux dimensions évaluant à la fois l’importance stratégique pour l’industrie française et les risques sur les approvisionnements (sur une échelle de cinq valeurs allant de « très faible » à « très fort ») [7]. En janvier 2022, le gouvernement a décidé d’initier une stratégie pour « sécuriser l’approvisionnement en métaux critiques » sur la base d’un rapport qu’il avait commandité (le « rapport Varin ») [8]. L’évaluation du potentiel minier sur le territoire est un des éléments de cette stratégie (voir l’article d’Éric Marcoux, « Les ressources françaises en métaux : un approvisionnement souverain est-il possible ? »).

Les impacts environnementaux et sociaux

La production des ressources minérales provient principalement de l’extraction dans la croûte terrestre. Le recyclage, malgré ses avantages évidents justifiant l’importance de le promouvoir, rencontre aujourd’hui des limites en termes technique, économique et politique ^*.

L’extraction des ressources peut se faire dans des mines ou des carrières. Contrairement à une idée répandue, les mines ne sont pas nécessairement souterraines et les carrières ne sont pas toujours à l’air libre : la différence entre mine et carrière est d’ordre réglementaire, avec également des implications en termes de propriété ; elle porte sur la nature des ressources extraites.

Les impacts environnementaux et sociaux concentrent la plus grande partie des inquiétudes : l’image grand public est celle d’une industrie très polluante, aux conditions de travail proches de celles décrites dans le roman Germinal d’Émile Zola. De fait, l’exploitation de ressources naturelles se fait nécessairement avec des impacts environnementaux et sociaux.

Dans les pays développés

Dans les pays développés, l’activité minière en général a laissé des traces toujours visibles. Selon les chiffres du gouvernement français, « en novembre 2024, 11 016 sites et sols pollués (ou potentiellement pollués) appelant une action des pouvoirs publics sont recensés en France en raison de son passé industriel : les anciennes régions minières en concentrent la moitié. Ces pollutions résultent soit de rejets de polluants non maîtrisés, soit d’accidents ou de mauvais confinements » [9]. En outre, après leur fermeture, et en dépit des travaux de mise en sécurité, des mouvements résiduels de terrain peuvent se produire, affectant éventuellement les bâtiments, la voirie ainsi que les réseaux de gaz ou d’eau [10]. Avec la fermeture des mines, de nombreux opérateurs disparaissent et c’est l’État qui devient garant des dommages causés [11].

Le Mineur à la lanterne, Constantin Meunier (1831-1905)

Aujourd’hui, en France comme au niveau européen, une réglementation très stricte a progressivement été mise en place et encadre tous les projets, couvrant la prospection et les études d’impact, l’exploitation et la réhabilitation des sites après fermeture, ainsi que les conditions de travail [12] (voir l’article de Jean-Luc Marchand, « Mines et carrières : quel cadre réglementaire ? »).

Un rapport académique et institutionnel (ministères et instituts de recherche) publié en 2017 décrit de façon détaillée les impacts de l’activité minière [13]. Sur le plan social et économique, il décrit des retombées positives (création d’emplois directs et indirects, retombées économiques locales, etc.) et des retombées négatives (occupation des sols et emprise géographique, nuisances sonores, etc.). Il met en avant un certain nombre de « bonnes pratiques » permettant de limiter les effets négatifs.

Dans les pays en développement

Dans les pays en développement, la situation est bien plus défavorable. Il faut tout d’abord noter que l’écrasante majorité des personnes travaillant dans les mines le fait dans le cadre de « mines artisanales et à petite échelle » [14], échappant souvent à toute réglementation et à tout contrôle, parfois victimes du crime organisé sur fond de trafic illégal de minéraux [15]. On estime que 40 millions de personnes y travaillent, contre 7 millions pour les mines industrielles (voir l’encadré « Les exploitations minières artisanales et à petite échelle »). Le travail des enfants dans le secteur minier est un véritable fléau. Il concerne plus d’un million d’enfants dans le monde, le plus souvent dans les mines artisanales et à petite échelle (voir l’extrait d’un rapport de l’Organisation internationale du travail).

Les conséquences environnementales sont lourdes : pollution des eaux, pollution des sols, déforestation et perte de biodiversité, érosion et dégradation des sols, transformation des paysages et stérilisation de foncier, bruit, poussières, etc. L’activité des grands groupes miniers est soumise à des réglementations internationales de plus en plus contraignantes, tant sur le plan environnemental que social. Si, de façon générale, de nombreux pays miniers sont signataires de ces réglementations, leur application effective est souvent insuffisante. Il est fait appel à l’engagement volontaire des acteurs industriels (voir l’article de Manoelle Lepoutre, « Les mines dans les pays en développement : aspects environnementaux »). Mais cet engagement volontaire peut-il se substituer à une réglementation contraignante et appliquée ?

Selon un rapport corédigé par le Programme des Nations unies pour le développement et publié en 2016 [16], « l’industrie extractive a l’opportunité et le potentiel nécessaire pour contribuer de façon positive à l’ensemble des 17 objectifs du développement durable » (voir encadré).

Les ressources sous-marines

Les mers et océans recouvrent 71 % de la surface du globe et les fonds marins abritent de nombreuses ressources minérales non énergétiques. On distingue les zones économiques exclusives (ZEE) appartenant à un État (200 miles du littoral, soit environ 370 kilomètres) des eaux internationales. La France possède la seconde plus importante ZEE (10,2 millions de km2 – dont 97 % outre-mer), derrière les États-Unis (11,3 millions de km2) et devant l’Australie (8,1 millions de km2) et la Russie (7,6 millions de km2). Ces fonds marins sont, à ce jour, peu connus et peu exploités en raison de leur difficulté d’accès. Mais ils suscitent un fort intérêt. L’impact environnemental, ainsi que le potentiel économique sont encore incertains. Il se pourrait que ce potentiel soit loin des espérances parfois affichées. Plusieurs pays, dont la Chine, la Russie et la France, ont obtenu des contrats d’exploration dans les eaux internationales (voir l’article d’Erwan Pelleter et Anaïs Marechal, « L’exploration des ressources minières marines »).

L’activité minière et les objectifs de développement durable des Nations unies

Un rapport corédigé par le Programme des Nations unies pour le développement, publié en 2016 [A], met en avant que « l’industrie extractive a l’opportunité et le potentiel nécessaire pour contribuer de façon positive à l’ensemble des 17 objectifs du développement durable ». Elle peut par exemple « favoriser le développement économique en offrant des opportunités d’emploi décent, de développement de l’activité, de recettes budgétaires et de liens entre les infrastructures ». Sa production est un des éléments jugés « essentiels pour les technologies, l’infrastructure, l’énergie et l’agriculture » au niveau mondial. Cependant, note le rapport, « l’exploitation minière a par le passé contribué à de nombreux problèmes que les objectifs du développement durable tentent de résoudre : dégradation de l’environnement, déplacement des populations, creusement des inégalités économiques et sociales, conflits armés, violence sexiste, fraude fiscale et corruption, risque accru pour de nombreux problèmes de santé, et violation des droits de l’Homme ». Si, au cours des dernières décennies, d’importantes avancées ont été observées, le rapport conclut que « l’industrie extractive doit passer à la vitesse supérieure en termes d’engagement, de partenariat et de dialogue avec les autres secteurs de l’industrie, le gouvernement, la société civile et les communautés locales ».

Référence
A | Programme des Nations unies pour le développement, « Cartographie de l’exploitation minière en fonction des objectifs de développement durable », 2016. Sur undp.org

Conclusion

Le sujet est sensible et les controverses sont vives. Surtout quand il s’agit d’une activité qui est localisée ou relocalisée près de chez soi. Les roches, minéraux et métaux sont présents partout dans notre quotidien, et pour certains, sont des éléments vitaux pour nos sociétés, et stratégiques pour les transitions bas-carbone et numérique. Si tout le monde souhaite bénéficier des applications qui en découlent – et la plupart ne sont pas hostiles par principe aux projets d’infrastructure –, peu acceptent les impacts sur leur propre environnement [17].
Certains acteurs de ces controverses (voir par exemple [18]) affirment que « la possibilité de mines et forages “propres et responsables” » est une illusion et s’opposent à ce qu’ils appellent « l’extractivisme ». Selon eux, un moindre usage, des produits plus durables et un meilleur recyclage suffirait.

La plupart des rapports scientifiques et institutionnels reconnaissent que les besoins ne feront que croître à court et moyen terme. Ils ne pourront être satisfaits que, principalement, par l’activité d’extraction et de transformation. Les débats de société qui en découlent sont importants : niveau de consommation, réglementation, etc.
Par ailleurs, à court ou moyen terme, c’est moins des limites physiques ou géologiques qui s’imposent que des considérations économiques, sociales et environnementales.
Ce dossier de Science et pseudo-sciences apporte un éclairage scientifique, forcément incomplet, pour que chacun puisse se faire une opinion. Dans le prochain numéro de Science et pseudosciences, nous développerons certains thèmes esquissés ici : recyclage, utilisation des métaux et ressources minérales dans certaines industries (batteries, nucléaire, etc.).

Références

1 | International Resource Panel, “Global critical minerals outlook”, rapport, 2024. Sur resourcepanel.org
2 | Comité pour les métaux stratégiques, « Fiche de criticité : cobalt », synthèse, janvier 2021. Sur mineralinfo.fr
3 | Site “The club of Rome”. Sur clubofrome.org
4 | Vidal O, « Ressources minérales, progrès technologique et croissance », Temporalités, 2018, 28.
5 | Journal officiel de l’Union européenne, « Règlement (UE) 2024/1252 du Parlement européen et du Conseil du 11 avril 2024 établissant un cadre visant à garantir un approvisionnement sûr et durable en matières premières critiques », 2024. Sur eur-lex.europa.eu
6 | Union européenne, “Study on the EU’s list of critical raw materials”, rapport, 2020. Sur op.europa.eu
7 | Mineral Info, « Substances critiques et stratégiques : les analyses par substance ». Sur mineralinfo.fr
8 | Ministère de l’Économie, « Le Gouvernement dévoile sa stratégie pour sécuriser l’approvisionnement en métaux critiques », 11 janvier 2022. Sur economie.gouv.fr
9 | Ministère de l’Aménagement du territoire et de la Transition écologique, « Les sols en France : synthèse des connaissances en 2024 », 10 février 2025. Sur statistiques.developpement-durable.gouv.fr
10 | Géorisque, « Risque minier », fiche risque. Sur georisques.gouv.fr
11 | Site de « Après-mine opérationnelle », Département prévention et sécurité minière du BRGM. Sur dpsm.brgm.fr
12 | Mineral Info, « Extraction responsable en France ». Sur mineralinfo.fr
13 | BRGM, « Exploitation minière et traitement des minerais », La mine en France, 2017, 6.
14 | Intergovernmental Forum on Mining, Minerals, Metals and Sustainable Development, « Exploitation minière artisanale et à petite échelle », 2024. Sur igfmining.org
15 | Office des Nations unies contre la drogue et le crime, « Lutter contre l’exploitation minière illégale et le trafic de métaux et de minéraux », Guide de bonnes pratiques législatives, 2023. Sur sherloc.unodc.org
16 | Centre Columbia sur l’investissement durable, « Cartographie de l’exploitation minière en fonction des objectifs de développement durable », atlas, 2016. Sur undp.org
17 | Connaissance des énergies, « Acceptabilité sociale et “NIMBY” : de quoi s’agit-il ? », 2025. Sur connaissancedesenergies.org
18 | Les Amis de la Terre France, « Creuser et forer, pour quoi faire ? Réalités et fausses vérités du renouveau extractif en France », rapport, 2016. Sur amisdelaterre.org

* Ce sujet sera développé dans la seconde partie de notre dossier, dans le prochain numéro de Science et pseudo-sciences.

 

 

La preuve théorique de la capacité des calculateurs quantiques à surpasser leurs homologues classiques n’est plus à faire. Plusieurs dizaines d’algorithmes quantiques ont déjà été découverts présentant une accélération plus ou moins importante sur leurs équivalents classiques. Dans certains cas ce « speedup » peut être exponentiel dans la taille du problème traité, rendant théoriquement possibles des calculs impossibles à effectuer en des temps « humainement acceptables » sur les ordinateurs classiques les plus puissants.

L’étendue des applications qui pourraient bénéficier d’un tel « avantage quantique » est cependant aujourd’hui encore difficile à préciser, ceci d’autant plus que la compétition entre moyens de calcul quantiques et classiques stimule la recherche sur les seconds. Ces dernières années, des techniques sophistiquées d’optimisation algorithmique classique ont ainsi conduit à relativiser plusieurs preuves supposées de la fameuse « suprématie quantique » attendue.

Si la supériorité théorique des calculateurs quantiques pour certaines classes de problèmes est considérée comme acquise, la possibilité de leur mise au point pratique continue en revanche de faire débat. Certains physiciens considèrent qu’il sera extrêmement difficile de maintenir en conditions opérationnelles ces calculateurs car leurs propriétés fondamentales, sur lesquelles repose leur puissance de calcul (superposition d’états, intrication), sont extrêmement sensibles à leur environnement (vibrations, variations de température, champs électromagnétiques…). D’autres sont au contraire plus confiants, s’appuyant sur les progrès constants réalisés ces dernières années dans la réalisation et la manipulation de qubits de plus en plus robustes aux erreurs.

À côté du calcul proprement dit, d’autres applications de la « seconde révolution quantique » sont également attendues. Même si la cryptographie et les télécommunications quantiques nécessiteront encore du temps avant de pouvoir être mises en œuvre en pratique, fondamentalement pour les mêmes raisons que celles évoquées ci-dessus pour ce qui concerne les ordinateurs, ces techniques pourraient, si elles voient le jour, bouleverser profondément les technologies de l’information. Les États et les entreprises s’y préparent déjà en anticipant les futures attaques sur la cybersécurité rendues possibles par la puissance de calcul des ordinateurs quantiques et en s’en protégeant par de nouvelles méthodes de cryptographie classiques dites « post-quantiques », c’est-à-dire capables de résister à ces attaques, à la différence notable du chiffrement RSA. La métrologie quantique, quant à elle, progresse continûment depuis ces dernières années et a déjà atteint un degré de maturité bien supérieur à celui des ordinateurs quantiques, avec de nombreuses applications industrielles à la clé.

Enfin, il se pourrait que l’« avantage quantique » attendu se manifeste également sur le plan énergétique et pas seulement sur celui de la puissance de calcul. Les ordinateurs quantiques sont en effet susceptibles de consommer beaucoup moins d’énergie que leurs homologues classiques, même si beaucoup de travail reste à faire pour maîtriser et évaluer concrètement la consommation énergétique de futurs calculateurs quantiques opérationnels.

Définir une stratégie de R&D et d’investissement dans un contexte aussi incertain n’est pas chose facile, ceci tout d’abord parce que plusieurs technologies sont aujourd’hui en concurrence pour la réalisation des qubits sans qu’il soit possible à cette étape d’identifier avec certitude celles qui finiront par s’imposer (supraconducteurs, atomes froids, photons, silicium…). Sur ce domaine particulier, la France dispose probablement d’une avance remarquable dans certaines de ces technologies (atomes froids et photonique en particulier), en témoigne les nombreuses spin-off issues de nos laboratoires de physique dont l’excellence scientifique dans le domaine est reconnue internationalement.

Une stratégie d’investissement public devrait être conséquente compte tenu des enjeux tout en restant prudente compte tenu des fortes incertitudes techniques qui subsistent, et qui pourraient conduire à un « hiver du quantique » comme l’IA en a connu un à la fin des années 1980, avant de rebondir avec le succès que l’on sait. Elle devra éviter un saupoudrage inefficace pour se concentrer sur les domaines d’excellence français, en particulier sur celui cité ci-dessus des technologies à la base des qubits. Elle devra s’appuyer sur les grands organismes de recherche impliqués dans le domaine (Universités, CNRS, INRIA, CEA) et mobiliser les industriels pour définir les cas d’usage et expérimenter les technologies disponibles. Enfin elle devra bien sûr reposer sur des coopérations internationales, en particulier européennes.

Marc Porcheron

Temps de lecture : 16 minutes

Au début du 20ᵉ siècle, une poignée de physiciens de génie transformèrent notre compréhension du monde en mettant à jour les propriétés étranges de la matière à l’échelle atomique. De cette « première révolution quantique » sont nées de nombreuses applications qui font partie aujourd’hui de notre quotidien : transistors, lasers, IRM… Nous sommes aujourd’hui à l’aube d’une « seconde révolution quantique », rendue possible par les progrès réalisés ces dernières années dans la manipulation d’objet microscopiques uniques et l’exploitation de leurs propriétés, et dont l’une des applications majeures pourrait être l’ordinateur quantique. Quels usages peut-on imaginer pour ces calculateurs ? Quels avantages sur leurs homologues classiques peut-on espérer ? Quelles difficultés devront être surmontées pour les rendre opérationnels ? Quelle stratégie d’investissement public leur consacrer ? Autant de questions complexes sur lesquelles cette note propose un éclairage, sans prétendre épuiser le débat.

La preuve théorique d’un avantage quantique n’est plus à faire

Deux usages principaux des calculateurs quantiques sont envisagés :

1. Comme simulateur, c’est-à-dire comme machine capable de simuler l’évolution d’un système physique selon les lois de la physique quantique ;
2. Comme ordinateur proprement dit, c’est-à-dire comme machine de Turing capable de résoudre n’importe quel problème décidable au sens de la théorie de la calculabilité[i].

Sur ces deux usages, la preuve théorique d’un « avantage » des calculateurs quantiques sur leurs homologues classiques n’est plus à faire.

Sur le premier usage, il paraît difficile de contester l’affirmation de Richard Feynman selon laquelle simuler en toute généralité la réalité physique au niveau quantique en des temps de calcul « raisonnables » est hors de portée d’un ordinateur classique, en raison du caractère intrinsèquement exponentiel dans le nombre de particules de cette simulation. Son célèbre article de 1982 sur le sujet est d’ailleurs considéré comme l’acte de naissance du Quantum Computing[1].

Sur le second usage, l’algorithme quantique de Peter Shor, qui date déjà de 1994, fournit un exemple d’accélération (speedup) exponentielle sur un problème pour lequel on soupçonne qu’il n’existe pas d’algorithme classique polynomial, la factorisation des entiers[2]. La sécurité des communications sur internet dans le monde étant aujourd’hui assurée en grande partie par le chiffrement RSA[3] qui repose précisément sur la difficulté à factoriser des entiers de grande taille sur un ordinateur classique, on comprend que la découverte de cet algorithme ait sorti le Quantum Computing des laboratoires de recherche fondamentale et provoqué le développement impressionnant du domaine qu’on connaît aujourd’hui. Au-delà, il existe déjà plusieurs dizaines d’algorithmes quantiques présentant des speedups prouvés plus ou moins importants par rapport à leurs équivalents classiques[4].

À noter cependant que les classes précises de problèmes sur lesquelles l’algorithmique quantique pourrait fournir des speedups significatifs par rapport à l’algorithmique classique ne sont pas encore complètement établies[ii].

Il est d’ailleurs remarquable de constater que les avancées dans le champ de l’algorithmique quantique stimulent les recherches dans celui de l’algorithmique classique, rendant l’issue de la compétition entre les deux moyens de calcul sur des problèmes spécifiques d’autant plus hasardeuse. Plusieurs annonces de preuves expérimentales d’avantage ou de « suprématie » quantique ‑ c’est-à-dire dire de preuves qu’un calcul réalisé par des moyens quantiques ne pouvait être effectué en des temps « humainement acceptables » par des moyens classiques ‑, ont été ainsi battues en brèche ces dernières années, les speedups annoncés ayant dû finalement être sévèrement revus à la baisse, après que les problèmes adressés ont été résolus par des moyens de calcul classiques spécifiquement optimisés, ou que des algorithmes classiques efficaces « inspirés du quantique » (quantum inspired) aient été découverts pour résoudre les mêmes problèmes[iii].

En résumé, si des calculateurs/simulateurs quantiques voyaient le jour, leur avènement constituerait un « saut » scientifique et technologique sans doute majeur pour certains usages hors de portée des ordinateurs classiques, mais l’étendue de leurs applications reste encore à préciser.

La preuve pratique de la réalisabilité de l’ordinateur quantique reste à faire

La mise au point opérationnelle de tels calculateurs pose des problèmes pratiques et théoriques énormes, à ce stade non résolus.

La puissance attendue des calculateurs quantiques repose fondamentalement sur la propriété de superposition d’états qui permet à un qubit d’être à un instant donné dans une combinaison de l’état « 0 » et l’état « 1 », là où son homologue classique occupe l’un de ces deux états à l’exclusion de l’autre.

Conséquence, une mémoire quantique de n qubits stocke à un instant donné une combinaison des 2ⁿ mots codables sur n bits classiques. De plus, chaque opérateur implémenté par une porte quantique transforme globalement cette superposition d’états, réalisant une forme de parallélisme inaccessible à un calculateur classique[iv].

Exploiter toute la puissance d’un calculateur quantique nécessite donc d’être capable de maintenir un système de qubits dans un tel état de superposition, le temps du calcul ou de la simulation d’intérêt. Or, ces états de superposition, majoritairement intriqués[v], sont extrêmement fragiles et sensibles aux interactions du système avec son environnement (vibrations, variations de température, champs électromagnétiques…). Celles-ci, assimilables à un bruit, sont susceptibles de provoquer l’effondrement de la fonction d’onde du système, projetant celui-ci dans un état classique non désiré en faisant disparaître la superposition (décohérence). Un exemple typique d’une telle interaction est la mesure, mais celle-ci est contrôlée et effectuée en fin de calcul pour observer, avec une certaine probabilité, l’état final déterministe du système censé fournir la solution du problème traité.

En pratique, pour limiter la décohérence, le système doit être isolé au maximum de toute interaction non-contrôlée avec son environnement, un défi majeur à la fois de physique fondamentale et d’ingénierie, qui se pose différemment suivant les technologies de qubits utilisées. Par exemple, toutes les technologies à base de supraconducteurs doivent pour cette raison fonctionner à des températures proches du zéro absolu, ce qui nécessite le développement de système complexes de cryogénie.

Sur un plan plus fondamental, cette question de la limite du nombre de qubits possiblement maintenus dans un état intriqué renvoie à celle, vertigineuse, de la frontière entre le monde quantique et le monde classique (le nôtre) où ces propriétés étranges que l’on cherche ici à exploiter pour le calcul disparaissent.

Sur cette question essentielle de la réalisabilité de ce que Serge Haroche appelle dans sa leçon inaugurale au Collège de France de 2001 un « gigantesque chat de Schrödinger calculateur », deux visions s’opposent chez les physiciens, respectivement incarnées par deux de nos prix Nobel : celle du même Serge Haroche, qui ne croit pas que cela soit possible, en tout cas pas avant des décennies ;  celle d’Alain Aspect, qui pense au contraire qu’on pourra à moyen terme arriver à des calculateurs de taille certes encore limitée (de l’ordre de quelques centaines de qubits) mais déjà utiles, sur la base des indiscutables progrès réalisés ces dernières années dans la maîtrise de certaines technologies à la base des qubits, en particulier celle des atomes froids que promeut son laboratoire, l’Institut d’Optique, via sa spin-off Pasqal.

Il semble impossible de trancher entre ces deux points de vue, à cette étape.

À noter que ce défi théorique et technologique est naturellement mené de pair avec celui visant à développer des techniques de correction d’erreurs permettant de rendre les calculateurs quantiques plus robustes au phénomène de décohérence. Ces techniques nécessitent l’adjonction d’un grand nombre de qubits « physiques » à un qubit « logique » afin de robustifier celui-ci et le rendre exploitable comme unité de calcul. On estimait par exemple en 2019 à 20 millions le nombre de qubits bruités nécessaire pour implémenter l’algorithme de Shor sur un calculateur quantique capable de casser les clés RSA de 2048 bits en 8 heures[5], alors que la même performance serait atteinte avec de l’ordre de 20 000 qubits « parfaits ». Mais des progrès constants sont réalisés dans ce domaine. Par exemple, la start-up française Alice & Bob développe une technique prometteuse pour les qubits supraconducteurs, permettant, selon elle, de réduire d’un facteur 60 le nombre de qubits auxiliaires requis pour fiabiliser un qubit logique.

Des domaines et des applications connexes importants

Au-delà des deux usages fondamentaux mentionnés jusqu’ici, il faut noter d’autres champs applicatifs ou d’intérêts connexes des technologies quantiques, eux aussi très importants.

La cryptographie est un champ sur lequel l’impact des technologies quantiques est déjà, et pourrait-être encore plus à l’avenir, fondamental compte tenu des enjeux économiques et géopolitique de ce domaine. D’une part, des techniques classiques de chiffrement dites « post-quantiques », c’est-à-dire capables de résister à des attaques futures comme celle de l’algorithme de Shor sur le chiffrement RSA, sont déjà mises au point et vont se diffuser dans l’industrie dans les années à venir ; d’autre part, l’utilisation de techniques quantiques pour crypter les communications, en théorie de manière inviolable, pourrait bouleverser ce domaine, même s’il reste encore beaucoup d’incertitudes techniques sur le sujet.

Un autre point, potentiellement crucial, concerne la consommation énergétique des calculateurs[6]. Et sur ce point également il faut distinguer le potentiel théorique du calcul quantique de la réalité pratique. En théorie, en raison de sa réversibilité, le calcul quantique pourrait ne pas consommer d’énergie du tout. Plus pragmatiquement, le simple fait d’accélérer des calculs requérant aujourd’hui des temps très long sur des architectures classiques massivement parallèle pourrait conférer naturellement un avantage énergétique du calcul quantique sur le calcul classique.

En pratique, il parait compliqué de garantir cet avantage compte tenu de la consommation des systèmes auxiliaires requis pour faire fonctionner de manière opérationnelle ces calculateurs. Cette question se pose différemment suivant les technologies mises en œuvre pour implémenter les qubits. Par exemple, comme noté plus haut, toutes les technologies à base de supraconducteurs nécessitent des systèmes auxiliaires énergivores de cryogénie pour maintenir une température proche du zéro absolu ; à l’inverse la technologie des atomes froids requiert en théorie une consommation moindre, essentiellement réduite à celles des lasers utilisés pour manipuler les atomes ; les technologies photoniques, quant à elles, devraient pouvoir fonctionner « quasiment » à température ambiante.

Enfin, il ne faudrait pas négliger le domaine de la métrologie quantique (gravimètres quantiques…), en plein développement et avec de nombreuses applications industrielles, et qui se trouve à un niveau de maturité bien plus avancé que celui des calculateurs.

Quelle stratégie d’investissement en France ?

Quelques éléments pour éclairer cette question délicate :

• La France et l’Europe possèdent des compétences de premier plan dans le domaine quantique, en particulier en physique fondamentale, mais aussi en cryptographie et en métrologie ;
• En témoigne l’émergence de quelques « pépites » remarquables : Pasqal, Quandela, C12, Alice & Bob, Quobly (ex Siquance issue du CEA-Leiti), Welinq (communications quantiques)… ;
• Il est impossible de dire aujourd’hui quelle technologie s’imposera (ou quelles technologies s’imposeront) pour la réalisation des qubits ;
• Il est impossible de prédire précisément à quelle échéance nous sortirons de la période dite des Noizy Intermediate Scale Quantum Computers (NISQ), c’est-à-dire des calculateurs encore bruités et possédant un nombre limité de qubits, pour entrer dans celle dite des Large Scale Quantum Computers (LSQ), c’est-à-dire des calculateurs robustes aux erreurs, possédant un grand nombre de qubits, capables par exemple d’implémenter l’algorithme de Shor ; sachant qu’il existe un risque estimé comme très important par certains physiciens qu’on n’y parvienne jamais ;
• Le quantique n’est pas à l’abri d’un « hiver » comme en a connu l’IA à la fin des années 1980 ; on peut penser qu’il se trouve plus ou moins au sommet de la bosse de la courbe de Gartner, soit au moment critique où les promesses de retour sur investissement tardent à se concrétiser en raison de difficultés techniques non surmontées, et ou les investissements s’effondrent, avant de repartir lentement à la hausse pour se concentrer sur les technologies confirmées. Cette tendance à la baisse semble s’être confirmé en 2022-2023. C’est le cas en particulier aux États-Unis où on peut également noter que les investissements dans le domaine quantique, bien que non-négligeables, restent très inférieurs à ceux effectués dans l’IA ;
• En plus des enjeux sur le hardware quantique, il existe également des enjeux autour du software quantique qui risque lui aussi d’être dominé par des acteurs américains (environnements de développement, OS spécifiques…);
• Dans tous les cas, il paraît difficile pour l’Europe, et à fortiori pour la France, de rivaliser avec la capacité d’investissement des Etats-Unis (GAFAM, IBM, INTEL, NVIDIA…) et de la Chine.

Pour conclure, et tenter de répondre concrètement à la question, les points ci-dessus devraient conduire à une stratégie d’investissement public conséquente compte tenu des enjeux mais prudente compte tenu des incertitudes techniques, et axée sur des cibles précises en bannissant un « saupoudrage » trop large et inefficace.

Une telle stratégie devrait être guidée par les objectifs suivants :

• Ne surtout pas s’engager à cette étape de manière exclusive dans une filière spécifique de réalisation des qubits ;
• Soutenir en priorité et protéger de la concurrence étrangère les domaines où la France et l’Europe sont déjà en pointe, en particulier celui du hardware quantique, via les startups citées plus haut et qui pourraient jouer dans le futur des rôles clés en fonction des technologies finalement dominantes ;
• Mobiliser les industriels dans des projets collaboratifs conséquents avec les laboratoires académiques et les start-ups, afin de spécifier les cas d’usage et d’expérimenter les technologies disponibles ;
• Soutenir des projets de R&D interdisciplinaires sur des questions fondamentales non encore maîtrisées, comme la définition précise de la complexité algorithmique quantique et de ses avantages sur l’algorithmique classique, le génie logiciel quantique, l’estimation la consommation énergétique des calculateurs. Ce soutien devrait évidemment s’appuyer sur des collaborations internationales, en particulier celles financées par les projets européens du Quantum FlagShip;
• À supposer qu’une ou des filières technologiques de fabrication des qubits actuellement développées par les startups françaises s’imposent, la question de structurer une filière industrielle complète du hard jusqu’au soft associée à ces technologies devrait se poser. À côté des collaborations européennes à définir, les grands organismes de recherche impliqués dans le domaine, le CNRS, l’INRIA et le CEA, devraient jouer un rôle clé comme acteurs publics dans une telle filière, même si ce n’est finalement pas les technologies d’implémentation des qubits qu’ils promeuvent aujourd’hui qui s’imposent finalement (silicium pour le CEA).

Marc Porcheron

******

[1]     Feynman, R.P. Simulating physics with computers. Int J Theor Phys 21, 467–488 (1982).

[2]     Peter W. Shor, Polynomial-Time Algorithms for Prime Factorization and Discrete Logarithms on a Quantum Computer. quant-ph/9508027

[3]     Du nom de ses concepteurs : Ronald Rivest, Adi Shamir et Leonard Adleman.

[4]     Cf. https://quantumalgorithmzoo.org/

[5]     Craig Gidney, Martin Ekerå,  How to factor 2048 bit RSA integers in 8 hours using 20 million noisy qubits https://arxiv.org/abs/1905.09749v3

[6]     Pour une introduction à la question et aux enjeux associés par une spécialiste française du sujet voir : Alexia Auffèves, Optimiser la consommation énergétique des calculateurs quantiques : un défi interdisciplinaire https://www.refletsdelaphysique.fr/articles/refdp/pdf/2021/02/refdp202169p16.pdf

[i]       La théorie de la complexité et de la calculabilité s’intéresse aux ressources en temps et en espace mémoire nécessaires à la résolution de problèmes et au calcul de fonctions par un processus « mécanisable », typiquement un algorithme. La thèse de Church-Turing, affirme que « toute fonction calculable sur les entiers est calculable par une machine de Turing », ces dernières constituant le modèle le plus utilisé pour formaliser le processus de calcul effectué par un ordinateur, auxquels tous les autres modèles universels sont équivalents (lambda calcul de Church, modèles de Post…). Il importe de garder à l’esprit que, contrairement à ce que la communication et la (mauvaise) vulgarisation scientifique sur les ordinateurs quantiques peuvent parfois laisser croire, ceux-ci, à supposer qu’ils voient le jour, ne permettront pas de résoudre des problèmes impossibles à résoudre sur un ordinateur classique ; et il en existe une infinité : décider si un programme informatique s’arrête ou pas, calculer exactement un nombre omega de Chaitin, déterminer la complexité de Kolmogorov d’une chaîne de caractères… On attend donc « seulement » des ordinateurs quantiques qu’ils permettent de résoudre plus efficacement que leurs homologues classiques certains problèmes, c’est-à-dire en consommant moins de temps de calcul et/ou de mémoire. À noter cependant qu’on peut quand même distinguer entre calculabilités théorique et pratique : un problème décidable ou une fonction calculable par un ordinateur classique disons en un siècle, peut être considéré comme pratiquement insoluble par une telle machine, et sa résolution par un ordinateur quantique en un temps « humainement acceptable » pourrait être considérée comme la résolution pratique d’un problème impossible à résoudre classiquement.

[ii]      La classe NP est la classe des problèmes qu’on ne sait pas résoudre en temps polynomial, mais dont on peut vérifier une solution en temps polynomial. Par exemple, on ne connaît pas d’algorithme polynomial permettant de déterminer si oui ou non un graphe comporte un chemin Hamiltonien, c’est-à-dire passant par tous ses sommets une et une seule fois ; les meilleurs algorithmes connus pour le faire sont exponentiels dans la taille du graphe. Par contre, un chemin étant donné, on peut vérifier en temps polynomial si oui ou non celui-ci est bien un chemin Hamiltonien du graphe en question. En raison de ce caractère polynomial quant à la vérification des solutions, la classe NP apparaît comme intermédiaire entre la classe P des problèmes polynomiaux, considérés « faciles » ou résolubles (tractable) sur un ordinateur, quel qu’il soit, et la classe EXP des problèmes exponentiels, considérés « difficiles » ou insolubles (intractable). On appelle NP-Difficile un problème au moins aussi difficile que tous les problèmes dans NP. En pratique, cela signifie que tout problème dans NP peut lui être réduit en temps polynomial. La classe NP-Complet, est la classe des problèmes qui sont à la fois NP-Difficiles et dans NP. Par exemple, le problème introduit ci-dessus : « Étant donné un graphe, celui-ci possède-t-il un chemin hamiltonien ? » est prouvé NP-Complet. Sa version « optimisation » : « Trouver, s’il existe, le chemin hamiltonien le plus court dans un graphe », à supposer que les arcs portent une valuation, est NP-Difficile. C’est exactement le problème dit du « Voyageur de commerce » (Traveling Salesman Problem, TSP).
À ce stade on soupçonne que les problèmes NP-Complets ne seront pas à la portée des ordinateurs quantiques, et il en va donc de même a fortiori pour les problèmes NP-Difficiles.
On ne sait pas aujourd’hui si P est égal à NP, et c’est là un des grands problèmes mathématiques ouverts. La très grande majorité des chercheurs du domaine pense que P ≠ NP. Si c’est bien le cas, alors on montre qu’il existe une classe de problème dits NP-Intermédiaires, qui sont dans NP sans être ni dans P ni NP-Complets ; c’est-à-dire de problèmes qui, sans être polynomiaux, ne sont pas aussi difficiles que les problèmes les plus difficiles de NP.
Le problème de la factorisation des entiers est soupçonné d’appartenir à cette classe (à supposer donc que P ≠ NP), ceci parce qu’on n’est pas arrivé jusqu’ici à démontrer qu’il soit NP-Complet. Or ce problème est résoluble en temps polynomial quantique par l’algorithme de Peter Shor. C’est ce qui peut laisser penser que cette classe de problèmes NP-Intermédiaires (toujours à supposer que P ≠ NP), soit inclue dans la classe BQP (Bounded-error Quantum Polynomial) des problèmes résolubles en temps polynomial par un ordinateur quantique. Mais il s’agit juste d’une potentialité, sans preuve à cette étape.
Enfin, il faut garder à l’esprit que l’appartenance d’un problème à une classe de complexité est sujette à évolution. Par exemple, on a cru pendant des décennies que le problème PRIME : « Étant donné un entier, celui-ci est-il premier ? » n’était pas dans P, jusqu’à ce qu’en 2002, un algorithme polynomial soit trouvé pour le résoudre (Agrawal Manindra, Neeraj Kayal & Nitin Saxena, PRIMES is in P, Annals of Mathematics 160(2): 781–93).

[iii]     En 2019, Google annonce avoir atteint la suprématie quantique en proposant un circuit de 53 qubits, baptisé Sycamore, capable de produire en quelques centaines de secondes une distribution particulière de nombres aléatoires, dont la génération sur l’ordinateur Summit le plus puissant d’IBM prendrait de l’ordre de 10 000 ans… Quelques semaines plus tard, une équipe d’IBM montrait qu’on pouvait reproduire le même calcul en 2,5 jours, en utilisant des techniques avancées de stockage sur disque des calculs intermédiaires, évitant ainsi l’encombrement de la RAM. (Cf. https://www.technologyreview.com/2019/10/22/132519/quantum-supremacy-from-google-not-so-fast-says-ibm/)
En 2016, Iordanis Kerenidis et Anupam Prakash proposent un algorithme quantique pour traiter le problème dit des « recommandations » ; il s’agit d’inférer les futures préférences d’agents sur la base de leurs choix précédents, un problème au cœur des mécanismes des propositions de produits faites aux clients des plateformes du type Netflix ou Amazon. Ce problème est formalisable en algèbre linéaire et résoluble en temps polynomial dans la dimension de la matrice représentant les préférences. Iordanis Kerenidis et Anupam Prakash adaptent un algorithme quantique de résolution de système linéaire, HHL (du nom de ses auteurs : Adam Harrow, Avinatan Hassidim, et Seth Lloyd), qui, sous certaines conditions, permet de résoudre un système linaire en temps polynomial dans le logarithme du nombre de variables. On a donc bien un speedup exponentiel entre l’approche quantique et l’approche classique, celle-ci, bien que polynomiale, se révélant en pratique intractable pour de très grandes matrices. Mais en 2018, Erwin Tang, une jeune étudiante de Scott Aaronson, un spécialiste américain du calcul quantique, propose un algorithme classique inspiré de l’algorithme quantique résolvant le problème avec la même complexité polylogarithmique. (cf. András Gilyén, Seth Lloyd et Ewin Tang, Quantum-inspired low-rank stochastic regression with logarithmic dependence on the dimensions, https://arxiv.org/abs/1811.04909)
En 2020, un chercheur du CEA et ses collègues, montrent qu’un ordinateur quantique « imparfait » c’est-à-dire bruité et soumis au phénomène de décohérence comme le sont tous les prototypes actuels, peut être efficacement simulé sur un ordinateur classique de la puissance d’un laptop standard. La méthode repose sur une technique de « compression d’états quantiques » qui permet d’accélérer la simulation classique d’un facteur exponentiel au prix d’une perte d’information comparable à celle de toute façon induite par la décohérence. Ces travaux suggèrent qu’en vue d’atteindre la fameuse suprématie quantique, il est sans doute plus important d’améliorer la fidélité des qubits que leur nombre. (Cf. Yiqing Zhou, E. Miles Stoudenmire, and Xavier Waintal, What Limits the Simulation of Quantum Computers? Phys. Rev. X 10, 041038, Nov. 2020)

[iv]    Le parallélisme quantique opère directement sur l’ensemble des paramètres de la superposition des 2ⁿ « états de base » présente en mémoire, chacun d’eux encodant un mot de n bits ; réaliser la même opération en parallélisme classique nécessiterait 2ⁿ processeurs synchronisés.

[v]     Les états intriqués sont des états de superposition particuliers « non-séparables », dans lesquels il existe des corrélations entre les résultats des mesures effectuées sur les composants du système, même si ceux-ci se trouvent à des distances aussi grandes que voulues les uns des autres.
Le fait que ces corrélations ne puissent pas s’expliquer par l’existence de « variables cachées » mais sont bien l’expression d’une forme de dépendance « non-locale » persistant dans l’espace-temps entre particules ayant interagi à un moment donné, a fait l’objet d’une controverse célèbre entre Niels Bohr et Albert Einstein, initiée par ce dernier et ses collègues Boris Podolsky et Nathan Rosen dans l’article de 1935 : « Can Quantum-Mechanical Description of Physical Reality Be Considered Complete ? ».
Ce fait a été définitivement établi par Alain Aspect et son équipe au début des années 1980 par leurs expériences fondées sur les travaux du physicien irlandais John Bell. Ces travaux, donnant finalement raison à Bohr et tort à Einstein sur ce point spécifique, ont valu à Alain Aspect le prix Nobel de physique en 2022.
Des applications importantes de l’intrication dans le cadre des communications quantiques ont déjà été identifiées et expérimentées en laboratoire (téléportation d’états, cryptographie inviolable) ; dans le cadre du calcul quantique proprement dit, la compréhension du rôle de l’intrication dans l’obtention de speedups significatifs sur l’algorithmique classique fait encore l’objet de travaux de recherche fondamentale (Cf. Richard Jozsa, Noah Linden, On the role of entanglement in quantum computational speed-up, https://arxiv.org/abs/quant-ph/0201143v2).
Ce qui est certain, c’est que la majorité des états quantiques étant intriqués, la suprématie quantique qui repose fondamentalement sur la nature exponentielle de la mémoire dans le nombre de qubits, ne pourra être atteinte sans la capacité à exploiter ces états intriqués dans les calculateurs.

Beaucoup pensaient, jusqu’il y a peu, que la solution hydrogène avec  piles à combustibles (PAC) serait adaptée pour décarboner les véhicules lourds circulant pour de longues distances sur routes : autocars et camions transportant des marchandises. Cette solution s’avère cependant coûteuse non seulement pour produire de l’hydrogène non carboné mais aussi en raison des mesures de sureté nécessitées par la manipulation de ce gaz très explosif.

C’est pourquoi les constructeurs s’orientent tous vers la production d’engins à motorisation électrique sur batteries offrant des autonomies de 400 km pouvant même atteindre les 600 km.

Quant aux logisticiens, il sont dans la perspective d’être soumis à moyen terme au dispositif européen du « Fit for 55 » qui les obligera à payer pour leurs émissions de CO2.

La question est alors l’équipement des autoroutes et autres circuits routiers en bornes et emplacements de recharge adaptés aux besoins des poids lourds. Il reviendra aussi à Enedis de renforcer ses réseaux pour assurer l’alimentation électrique de ces installations de recharge.

Jacques Roger Machart et Olivier Appert

Temps de lecture : 6 minutes

Le Parlement européen a approuvé en avril 2004 la loi sur les émissions de CO2 des véhicules lourds. Elle prévoit, sans à notre connaissance aucune analyse prospective sérieuse, que la quasi-totalité des nouveaux camions vendus à partir de 2040 soient zéro émission.

Les constructeurs seraient donc appelés à réduire les émissions moyennes des camions neufs de 45% en 2030, 65% en 2035 et 90% en 2040. A partir de 2035, ces obligations s’appliqueront aussi aux catégories spécifiques comme les véhicules publics d’assainissement ainsi qu’aux camions de chantier. Les fabricants de remorques devront également réduire leurs émissions de 10% en 2030.

De fait les différents constructeurs de véhicules lourds annoncent des productions de motorisation électrique en moyenne à près de 50% de leurs productions dès 2030 :

Pour ce qui concerne les transporteurs de marchandises – les logisticiens – ceux-ci devraient dans un avenir proche être soumis au dispositif d’échange des quotas d’émission le SEQE de l’UE comme le sont déjà les industriels les plus émissifs en CO2. Ils seront ainsi incités de plus en plus fortement à utiliser des véhicules à très faibles émissions pour diminuer leurs achats de droits à polluer.

Pour garder une forte autonomie de circulation les camions pourraient certes être alimentés par des piles à combustible hydrogène décarboné ; mais le coût total de possession (TCO) de ces solutions est onéreux : l’hydrogène non carboné produit par électrolyse à partir d’électricité renouvelable ou nucléaire restera couteux et encore nettement supérieur au coût de l’hydrogène issus des énergies fossiles. De plus, l’usage de l’hydrogène est complexe notamment pour des raisons de sureté.

Les ressources en biomasse (bio-diesel, bio-GNV) sont limitées. Leur usage devrait pourtant être concentré sur les transports terrestres, y compris le transport lourd.

Les solutions tout électrique semblent donc devoir être privilégiées en raison d’un bon rendement énergétique des moteurs (environ deux fois supérieur à l’alternative thermique ou hydrogène) ainsi qu’à la relative simplicité de la recharge aux aires équipées.

Mais l’électricité consommée si elle est très peu émettrice de CO2 en France (56 grammes de CO2 par kWh en 2023), en Suède (41g CO2/kWh) et en Suisse (30g CO2/kWh), l’est beaucoup plus actuellement en Allemagne (381g CO2/kWh) ou pire en Pologne (662g CO2/kWh). Cette motorisation électrique pour être vertueuse sur les trajets européens devra nécessairement s’accompagner de progrès importants de production d’électricité non carbonée dans ces pays !

S’agissant des livraisons de marchandises au « dernier kilomètre » – c’est-à-dire de l’entrepôt vers le client final – ou pour les transports publics urbains comme les engins de type bennes à ordures ménagères, l’autonomie des batteries chargées en début du parcours journalier est très généralement suffisante : la solution consistant pour les logisticiens d’équiper leurs entrepôts  de chargeurs est sans conteste la plus opérationnelle. C’est ce que propose notamment la filiale d’EDF Izivia.

S’agissant des transports à longue distance, les constructeurs vont proposer des camions 100% électriques donnant une autonomie au véhicule chargé d’environ 400 km, voire  davantage si souhaité (600km chez certains constructeurs dès 2025). Mais il conviendra que des opérateurs installent des emplacements de recharge pour camions sur les grands axes de transit de marchandises, tous les 100 km environ. C’est vers cela que l’on doit s’orienter.

A noter à cet égard que l’Union Européenne préconise l’installation de stations de charge ultra-rapide sur les principaux axes, tous les 60km. Cela ne nous semble guère réaliste.

L’enjeu est plutôt  de concilier la pause réglementaire des chauffeurs poids lourds – 45 minutes toutes les 4h – avec la possibilité de recharge du camion. Les puissances de recharge actuelles des nouveaux modèles de camions (plus de 400 kW) permettent déjà de gagner une bonne autonomie en moins d’une heure. Cela devrait être amplifié dans un avenir proche avec la technologie MCS (Mégawatt Charging System) permettant une recharge de plus de 1 MW.

Reste que cela impliquera des investissements importants dans les réseaux de transport et de distribution d’électricité : on n’alimente pas une borne de 1MW avec les réseaux de distribution électrique en place.

A noter qu’il y aura des besoins de recharge de nuit, plus lente, pour les camions faisant des trajets longue distance et donc un besoin d’équipement des aires de service utilisées aujourd’hui.

Certains imaginent des autoroutes électriques permettant la recharge des camions tout en roulant. Cette solution qui a fait l’objet d’un rapport approfondi du ministère des transports, nous laisse tout à fait sceptiques. De telles autoroutes seraient fort couteuses à équiper de rails sous tension électrique et les camions de patins de contact pour une fiabilité difficile à assurer. Comme dit la sagesse populaire, « le mieux est l’ennemi du bien »

Enfin il ne faut pas oublier les territoires ruraux : l’électrification du transport y compris lourd ne concerne pas uniquement les autoroutes ! Bien des route nationales demanderont également à être équipées.

A noter d’ailleurs que déjà des acteurs choisissent d’autres sites hors autoroute mais proches et déjà artificialisés pour installer des aires de recharge.[1]

L’Association nationale pour le développement de la mobilité électrique, Avere-France, estime[2] que sur autoroute les possibilités d’emplacement pour l’installation de bornes de recharge sont limitées. Les aires de service et les aires de repos constituent les seules options qui  ne nécessitent pas de création d’infrastructures supplémentaires d’entrée et de sortie de grands axes. Dans un contexte d’objectif ZAN (zéro artificialisation nette) pour 2050, il est   d’autant   plus pertinent de s’en tenir aux aires et zones déjà artificialisées.

Ainsi, la réponse aux besoins en recharge sur autoroute se fera principalement sur ces aires, et les raccordements au réseau de distribution  devront pouvoir y répondre. Alors qu’une deuxième vague de déploiement apparaît nécessaire dans les prochaines années sur les aires de service, une optimisation planifiée du déploiement pourrait limiter les coûts pour toutes les parties prenantes et s’insérer dans une nécessaire logique de sobriété tout en fluidifiant les installations.

Quant à RTE sa dernière étude prévisionnelle[3] pour des véhicules en circulation s’appuie sur des considérations similaires et conclut :

[…] La trajectoire « A – référence » finalement retenue par RTE compte 23% de camions électriques et 1,5% de camions à hydrogène dans le parc français à l’horizon 2035, en nette accélération par rapport à la trajectoire de référence des Futurs énergétiques 2050, mais en deçà de la trajectoire « électrification  + ».

Le trafic de transport de marchandises sur le territoire français étant assuré pour environ 40% (en tonnes.km transportées) par des camions étrangers, l’hypothèse sur l’électrification des camions étrangers circulant en France est également dimensionnante pour le calcul de la consommation électrique en France. L’hypothèse par défaut utilisée est d’affecter un taux d’électrification similaire au parc de camions français pour les camions étrangers parcourant des longues distances en France.

Les autobus et les autocars sont un segment dont la taille du parc devrait augmenter, en lien avec le report modal vers les transports en commun, avec une disparité sur le rythme d’électrification entre d’une part les autobus, dont le taux d’électrification a atteint 5% du parc roulant en 2022, et d’autre part les autocars pour lesquels les modèles électriques n’ont pas encore émergé sur le marché. Ainsi, la trajectoire « A – référence » compte 41% d’autobus électriques à batteries en 2035, et seulement 13% d’autocars électriques.

Jacques Roger-Machart et Olivier Appert

******

[1] Cf. Milence, joint-venture créée par Volvo Group, Daimler Truck et Traton Group, qui prévoit d’ouvrir en avril 2024 son premier centre de recharge électrique en France. Implanté à Heudebouville, près de Rouen, il sera ouvert à tous les poids lourds à batterie électrique, quelle que soit leur marque.

[2] https: //www.avere-france.org/publication/etude-publication-de-letude-hit-the-road/

[3] https://assets.rte-france.com/prod/public/2024-07/2024-06-07-chap2-consommation.pdf : chapitre 2 p 50