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.

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

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

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

Etienne Beeker et Dominique Finon

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La note est divisée en 2 parties :

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

Etat des lieux de la fiscalité sur l’énergie

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

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

Les accises

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

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

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

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

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

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

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

Un prix du carbone

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

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

 

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

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

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

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

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

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

Impacts sur la compétitivité des entreprises

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

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

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

Conclusion

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

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

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

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

Jacques Percebois

 

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

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

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

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

l’Ecole de Guerre Economique (EGE)

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

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

Pour ses usages :

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

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

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

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

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

Sylvain Hercberg

Temps de lecture : 15 minutes

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

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

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

Production d’hydrogène : quelques considérations technologiques et économiques

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

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

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

Un mot sur le vaporeformage

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

Un mot sur l’électrolyse

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

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

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

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

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

Un mot sur l’hydrogène naturel

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

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

Un mot sur l’hydrogène produit par thermolyse de biomasse

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

Un mot sur l’hydrogène naturel

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

Usages de l’hydrogène : quelles perspectives ?

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

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

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

Chaleur

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

Mobilité

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

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

Stockage d’électricité

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

Utilisations industrielles

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Des initiatives dans le monde

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

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

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

Pour ce qui concerne l’Europe

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

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

Pour résumer

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

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

Sylvain Hercberg

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

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

La stratégie de réduction de nos émissions de gaz à effet de serre produites par la combustion d’énergies fossiles suppose de se donner l’ambition de doubler environ nos capacités de production d’électricité non carbonée. L’électronucléaire est indispensable et pour le compléter un fort développement des énergies éoliennes ou photovoltaïques est souhaitable ; mais celles-ci seules ne peuvent suffire et leurs développements devront être arbitrés selon les coûts complets de chaque énergie.

Il convient de reconfigurer notre dispositif de supervision de la sureté sous l’égide d’une nouvelle Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR). Il s’agit également à l’aval du cycle d’avancer sans plus tergiverser dans l’installation du « Centre industriel de stockage géologique » (Cigéo).

Le parc nucléaire déjà installé est en cours de « grand carénage » c’est-à-dire de rénovation et de modernisation des centrales nucléaires existantes en vue de prolonger leur durée de vie, voire augmenter légèrement leur puissance. Le budget alloué à ce programme par EDF s’élève à 55 Mds€.

Ce parc demandera néanmoins à être renouvelé et développé à terme. A cet égard le programme envisagé de 6 + 8 = 14 EPR2 – un modèle d’EPR reconfiguré pour requérir un génie civil plus facile à réaliser que ceux des EPR déjà en service ou en cours de construction à Flamanville et à Hinkley Point (UK) – est sans doute une ambition souhaitable pour un investissement total qui est aujourd’hui évalué à 67,4 Mds€ pour les 6 premiers groupes. Encore faudra-t-il qu’EDF s’avère capable de tenir les engagements de coûts et de délais de construction. La maîtrise de la gestion de grands chantiers est une compétence clé qu’EDF doit impérativement retrouver : la dernière centrale a été mise en service en 2004 (Civaux) tandis que le chantier de Flamanville a été une grave contre référence. La première centrale prévue à Penly sera un test déterminant à cet égard.

Il convient également de construire un premier démonstrateur du petit réacteur français Nuward de 2 x 170 = 340 MW ; si celui-ci s’avère faisable à un coût raisonnable, il pourra non seulement être destiné à des pays tiers pour y remplacer des centrales thermiques dont les réseaux plus petits que le nôtre ne peuvent supporter de gros EPR, mais pourquoi ne pas envisager aussi nombres d’applications en France ? Il faudra donc rapidement préciser le marché visé, qui détermine une partie les technologies pertinentes à développer.

Reste qu’il convient encore de préparer une nouvelle génération de réacteurs dits à « neutrons rapides » (RNR) dont nous avons malencontreusement interrompu les premières expérimentations (Superphénix en 1997 et Astrid en 2018) car il n’y a pas de nucléaire durable sans 4ème génération. Ceux-ci permettront d’utiliser comme combustible l’uranium naturel 238 dont les disponibilités sont abondantes et non de devoir tirer du minerais le seul isotope 235 dont la disponibilité s’épuisera vers la fin du siècle. Un tel projet d’intérêt planétaire est certes dans nos compétences mais nécessiterait un budget de développement, de quelques 50 Mds€ à nouveau, que nous devrions tenter de partager avec d’autres partenaires, certains pays européens voire aussi le Japon.

Tout ceci représente une démarche industrielle et financière très ambitieuse. Cela nécessite la mise en place par l’exécutif de mécanismes rigoureux d’évaluation technique et d’information approfondie. Il convient également de soumettre sans plus tarder cette stratégie à l’approbation de la représentation nationale.

Outre la satisfaction de répondre aux besoins en énergie du pays, il faut également avoir l’ambition  de rééquilibrer notre balance commerciale en exportant une part de notre électricité non carbonée à nos voisins et de placer notre industrie nucléaire comme maitre d’œuvre de la construction de centrales en pays tiers.

Jacques Roger-Machart, Olivier Appert, Marc Fontecave et Bernard Tardieu.

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L’ambition d’un doublement de nos capacités de production d’électricité en 2050

L’objectif de réduire drastiquement nos émissions de CO2 pour approcher la neutralité carbone en 2050 comme nous nous y sommes engagés au sein de l’UE suppose de substituer aux consommations actuelles d’énergies carbonées – charbon, pétrole, gaz –de l’électricité non carbonée lorsque cela est technologiquement et économiquement faisable.

Pour la mobilité des personnes, la voiture électrique remplacera progressivement la motorisation thermique tandis que les transports collectifs ferroviaires à motorisation électrique filaire continueront de se développer. Les cars et bus comme les transports de marchandises feront également appel à la motorisation électrique, voire pour en prolonger l’autonomie, à l’hydrogène produit par électrolyse. Le transport aéronautique fera nécessairement appel à des combustibles de synthèse e-SAF (en anglais, sustainable aeronautic fuel), de même sans doute que le transport maritime. Les productions de biens et de services soumis aux dispositifs européens d’échange des quotas d’émissions (UE-SEQE) élargis aux mesures « Fit for 55 » réduiront leurs usages de combustibles fossiles devenus trop couteux en leur substituant des process électriques ou à l’hydrogène. La production de chaleur pour l’habitat bénéficiera des pompes à chaleur électriques.

Bref les besoins en l’électricité se développeront très significativement. A cet égard nous proposons de se fixer l’ambition du doublement à 2050[1]. A noter que c’est aussi l’objectif affiché par la Suède et le Royaume-Uni, par exemple.  C’est ce qui sera nécessaire pour satisfaire sans risque de pénurie aux besoins du pays et au développement de nos industries, voire à des exportations vers nos voisins.

Il s’agira donc de plus que doubler notre puissance installée dans la mesure où les EnR auxquelles on fera appel sont intermittentes et ne produisent au mieux qu’à 40% pour l’éolien offshore et moins de 15% pour le photovoltaïque

Comment y répondre ?

• Nos potentialités de production hydro-électriques sont déjà exploitées pour l’essentiel ; seules quelques capacités de stockage supplémentaires peuvent être envisagées par installation de nouvelles STEP – stations de transfert d’énergie par pompage – qui permettront de mieux valoriser les ENR intermittentes ainsi que des augmentations de capacité de certaines des installations actuelles.
• Les ambitions pour l’éolien terrestre doivent rester modérées en raison des réticences de plus en plus fortes des élus ruraux. Quant à l’éolien offshore qui suscite des réticences moins fortes le potentiel évoqué sera très difficile à atteindre compte tenu des difficultés d’accéder à des financements.[2]
• Concernant le photovoltaïque, l’ambition affichée suppose des surfaces disponibles pour leur installation : les friches industrielles, les ombrières de parking, les toits de bâtiments publics ou de résidences privées seront insuffisants. Et si l’on tient à ne pas trop artificialiser les terres agricoles, des solutions d’agrivoltaïsme seront nécessaires dont les coûts au MWh produit seront plus élevés.

Il est maintenant clair que le scénario à « 100% de renouvelables » est un mythe qui serait trop coûteux, intenable techniquement (sans refonte des réseaux électriques et sans solution de stockage massif) et qui entrainerait des restrictions sévères de consommation ; même habillées par des discours vertueux sur la sobriété, dont souffriraient particulièrement les « précaires énergétiques », ce n’est pas notre option !

La production électronucléaire est indispensable et s’appuiera sur :

• la modernisation du parc existant,
• le développement de nouvelles centrales de 3ème génération
• puis sur des RNR – réacteurs à neutrons rapides – pour renouveler à terme nos ressources en uranium combustible.

Quant à la fusion nucléaire que vise le programme international ITER à Cadarache ses perspectives ne sont que pour la fin du siècle.

Conforter notre dispositif de sureté nucléaire

L’ambition et la diversité des projets de relance du nucléaire que nous allons évoquer supposent en priorité de conforter notre dispositif de sûreté nucléaire.

Son caractère « bicéphale » actuel avec, d’une part, l’Autorité de sureté nucléaire (ASN), d’autre part l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN), est singulier comparé à beaucoup d’autres pays nucléaires où  les Autorités disposent de leur propre expertise technique. Cela réduit la crédibilité scientifique de l’ASN qui manque de compétences propres pour assurer sa mission  et entraine une mauvaise communication.

Après une première initiative du Gouvernement présentée précipitamment qui avait suscité des contestations, un nouveau projet de réforme est depuis revenu plus abouti, fruit des travaux préalables de l’Opecst, d’une dizaine de consultations formelles et d’un an de concertation sociale. Il conduira à la fusion de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) et de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) au sein d’une Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR). En outre est prévu le repositionnement du Haut-commissaire à l’énergie atomique (HCEA), désormais chargé du Conseil de politique nucléaire (CNP), qui est transféré du CEA vers le Premier ministre. A ce stade le Sénat l’a adopté avec une quarantaine d’amendements et le projet sera bientôt examiné par l’Assemblée Nationale.

Il nous semble qu’à l’issue de cette navette parlementaire le nouveau dispositif de sureté devrait répondre de manière satisfaisante aux besoins de modernisation et de prolongation de la durée de vie du parc existant, du développement de nouvelles centrales et à superviser les projets du futur. L’Office Parlementaire d’Evaluation des Choix Scientifique et Technologique (OPECST) pourrait utilement être impliqué dans ce dispositif.

Le « grand carénage » du parc nucléaire actuel

Notre parc nucléaire installé est aujourd’hui constitué de 54 réacteurs, plus bientôt sans doute enfin Flamanville. Les plus anciens de 900 MW ont atteint l’âge de 40 ans ce qui a valu aux deux groupes de Fessenheim d’être déclassés alors que l’on aurait pu les  remettre aux normes de sureté requises par l’ASN comme on a maintenant entrepris de le faire pour les  trente-deux tranches de 900 MW, les vingt de 1 300 MW, les quatre de 1 450 MW, selon le programme dit de « grand carénage ». Chaque centrale reçoit une autorisation de fonctionnement pour 10 ans ; à l’issue de ces 10 années, une visite décennale est organisée pour effectuer des contrôles et confirmer le niveau de sûreté de l’installation ; si tous les contrôles sont satisfaisants, l’ASN peut donner une autorisation de fonctionnement pour une nouvelle période de 10 ans.

Les problèmes à caractère générique rencontrés ces dernières années de corrosions sous contrainte – qui avaient entrainé l’arrêt de plusieurs réacteurs en pleine crise énergétique de la guerre en Ukraine – sont maintenant traités par EDF avec l’aval de l’ASN à l’occasion de ces opérations de « grand carénage ».

Les groupes pour lesquels on a déjà procédé à toutes les opérations de reconversion ont maintenant une perspective de durée de vie à 60 ans et il est même envisagé d’aller au-delà à l’horizon de 80 ans comme cela se fait maintenant aux Etats-Unis. Un tel horizon change significativement la donne, en ce qu’il laisse plus de temps pour le remplacement du nucléaire historique, permettant de mieux assurer les nombreux chantiers en perspective.

A noter que, malgré le budget important actuellement prévu de 55 Mds€, ce programme permettra de rénover notre parc nucléaire existant pour un coût évalué à 42 € par MWh significativement plus compétitif que les diverses énergies renouvelables, dont le coût réel doit intégrer le besoin de nouveaux réseaux électriques, de capacités de stockage d’énergie et de capacités pilotables en raison de leur intermittence.  Il n’y a aucun doute que si EDF est capable de mener à bien ce programme comme prévu et si l’ASN donne son autorisation pour chaque fois 10 ans de prolongation de fonctionnement, ce sera la solution la plus économe.

A noter en outre qu’EDF envisage d’augmenter de 4 à 5 % la puissance unitaire des réacteurs existants, ce qui pour le total actuel des 61,4 gigawatts installés pourrait conduire à une nouvelle capacité équivalant à au moins un nouveau groupe. C’est d’ailleurs ce qui est entrepris aux Etats-Unis et en Belgique.

En ce qui concerne les débats politiques sur le nucléaire en France, il semble qu’un large accord s’exprime aujourd’hui sur la pertinence de ce « grand carénage » du parc installé.

Les perspectives de nouveau nucléaire à l’horizon 2050

Malgré l’urgence d’engager profondément et durablement la substitution aux consommations d’énergies fossiles d’une électricité non carbonée, un programme d’installation de nouvelles puissances nucléaires n’est pas encore politiquement acté par la représentation nationale.

Alors que le 27 novembre 2018, le président Macron avait annoncé la fermeture de 14 réacteurs nucléaires (sur 58) d’ici 2035, trois ans et demi plus tard, lors d’un discours à Belfort le 10 février 2022, il indique : « Je souhaite que six EPR2 soient construits et que nous lancions les études sur la construction de 8 EPR2 additionnels. »

Nous alertons pour notre part sur ce qui nous semble être une fuite en avant mal assurée : jusqu’à présent, à l’exception des deux groupes réalisés à Taïshan par les Chinois, les chantiers d’EPR de Olkiluoto 3 en Finlande, de Flamanville en France, de Hinkle Point C chantier au Royaume-Uni, ont tous rencontrés ou rencontrent encore de grosses difficultés de réalisation. Ainsi le plus récent, celui de Hinkley Point C, subit des retards et des dépassements de coût[3] … Nous estimons qu’il convient d’exiger de la part d’EDF plus de crédibilité dans ses prévisions de budgets et de délais des EPR2 comparés aux EPR.

A cet égard, l’optimisation du génie civil est peut-être l’enjeu prioritaire de la nouvelle dynamique. L’EPR2 reste dimensionné pour les mêmes situations accidentelles que les EPR précédents : même pression d’accident interne de 5,5 bars, prise en compte de la même chute accidentelle d’un avion militaire ou commercial. La différence la plus visible est le remplacement de la double enceinte par une enceinte unique qui assure les deux missions de protection contre l’accident interne et contre l’agression externe. L’épaisseur de l’enceinte unique est égale à 1,80 mètres. Le liner métallique est identique à celui des précédents EPR. Globalement, l’objectif de simplification du génie civil de l’enceinte du bâtiment réacteur a été atteint. L’adaptation des surfaces de certains bâtiments annexes et la simplification des planchers et des trémies des bâtiments concernés a également été effectuée.

Le progrès et l’intérêt de l’enceinte unique de l’EPR2 est de fournir un volume de béton supérieur qui permet de mieux distribuer les ferraillages dans les zones très denses et de réduire le temps de mise en place des ferraillages.

Reste que le fait de partir avec une nouvelle conception de l’enceinte, donc de la sécurité primaire, une nouvelle ingénierie avec de nouveaux logiciels et un nouvel entrepreneur est préoccupant. EDF devra faire preuve des capacités nécessaires d’expertise et d’autorité pour mener la Maitrise d’Ouvrage et la Maitrise d’Œuvre.

Si donc nous pensons qu’il convient de s’engager sans tarder dans les deux groupes prévus à Penly, le bon déroulement de ce chantier conditionnera la suite du programme. On sait déjà qu’il devrait représenter un investissement d’au moins 67,4 Mds€ pour les 6 premiers groupes, ceci sans compter le coût à prévoir des provisions pour le démantèlement, la gestion des déchets radioactifs, comme la couverture des aléas, soit un total de quelques 10 Mds supplémentaires. Quant à s’engager tout de suite dans la poursuite de 8 groupes supplémentaires cela nous parait tout à fait prématuré.

Les commandes internationales, telles les 6 groupes envisagée en Inde ou le projet de Sizewell C sur la côte ouest de l’Angleterre, seront d’autres références qui pourraient conduire à crédibiliser la filière et à réaliser de significatives économies d’échelle.

Le petit réacteur modulaire français Nuward, en cours de développement pour la construction d’un démonstrateur de deux groupes de 2 X170 MW, est une autre perspective significative. Il est actuellement envisagé de le proposer en pays tiers notamment aux membres de l’UE pour des installations se substituant à des centrales thermiques au charbon et/ou pour développer de nouvelles puissances sur des réseaux électriques de plus petite taille que le nôtre ne permettant pas d’envisager des EPR de forte puissance (1.650 MW) ; il sera très coûteux en investissement initial et demandera à être réalisé en nombre pour en amortir le coût. Lui donner une configuration européenne nous parait à cet égard nécessaire. Mais il pourrait aussi permettre de diversifier la réponse à des besoins en France, soit pour de grosses consommations localisées par exemple pour de gros industriels ou des réseaux de chaleur collective, voire en série sur un site nucléaire en substitution d’un groupe EPR2 projeté.

S’agissant des perspectives d’autres petits réacteurs SMR, les initiatives foisonnent dans l’hexagone mais à ce stade ce ne sont encore que des projets papiers qui sont loin d’être des perspectives concrètes. Ils dénotent la richesse des idées et les talents susceptibles d’être mis en œuvre dans notre pays. Reste que de nouveaux problèmes de sureté seront à traiter s’ils doivent se localiser près de leurs clients et se posera la question de leur financement ; une économie de taille moyenne comme la nôtre ne peut se permettre de disperser les finances publiques dans trop de directions différentes. Il faut s’assurer que la propriété intellectuelle dont disposent nos entreprises sera bien protégée. Des financements privés seraient-ils envisageables venant par exemple d’acteurs majeurs de l’industrie pétrolière ? Ces projets complexes et risqués doivent faire l’objet d’une évaluation scientifique et industrielle approfondie.

La question des déchets

Les 60 GW du parc actuel modernisé plus les quelques 20 GW supplémentaires envisagés en EPR2 continueront d’accroître le volume de déchets nucléaires en particulier ceux de « Haute Activité et à Vie Longue » qui doivent être stockés en toute sécurité sur le long terme. Il convient donc de ne plus tergiverser pour aménager le « Centre industriel de stockage géologique » (Cigéo) et son laboratoire souterrain à Bure (Meuse/Haute-Marne) qui sera la réponse attendue : le stockage en couche géologique profonde consiste à déposer les colis de déchets dans des ouvrages souterrains creusés dans un milieu géologique imperméable présentant des caractéristiques favorables en termes de stabilité géologique, d’hydrogéologie, de géochimie et de comportement mécanique et thermique. A noter que ce stockage pourra être réversible : cela veut dire que les générations suivantes auront la possibilité de modifier ou d’optimiser, à mesure des progrès techniques, tel ou tel dispositif de l’installation. Les conteneurs de déchets pourraient être éventuellement repris si l’on décidait de leur appliquer d’autres choix de gestion. Cette réversibilité pourra être maintenue pendant une longue période – une centaine d’années, voire plus si les futurs décideurs le jugeaient opportun – tout en permettant qu’à terme le stockage soit progressivement « fermé » et devienne une installation passive ne faisant plus l’objet d’intervention.

Le nucléaire du futur

Les perspectives évoquées ci-dessus sont pertinentes pour le moyen terme. Mais il est également indispensable de préparer le plus long terme pour s’assurer de la durabilité ou mieux la soutenabilité des options prises.

Or la quasi-totalité des réacteurs actuellement en exploitation dans le monde repose sur une technologie de fission d’U²³⁵. C’est un atome qui ne se trouve qu’en petite proportion (environ 0,5%) dans le minerai naturel d’uranium constitué à plus de 99 % d’U²³⁸. Pour être utilisé comme combustible, celui-ci doit être « enrichi » en U²³⁵ ; c’est ce qui est fait en France par l’usine de Pierrelatte : pour produire un kilogramme d’uranium enrichi à 4% d’U²³⁵, il faut « appauvrir »[4] de l’ordre de 9 kilogrammes d’Uranium Naturel. Les besoins de notre parc actuel, accru selon le programme et les projets internationaux envisagés, épuiseraient vers la fin du siècle les ressources en minerai uranium auxquelles nous avons accès … Tandis que la fusion nucléaire à laquelle est consacré le projet international  ITER n’est qu’une perspective encore éloignée.

Les réacteurs à neutrons rapides (RNR) – qui seront aussi de 4^ème génération au regard de la sûreté et de la sécurité – constituent la solution unique pour rendre le nucléaire durable. En effet ils présentent un intérêt majeur dans la gestion des matières nucléaires : ils brûlent la quasi-totalité (jusqu’à 96%) de la ressource uranium, et permettent de mieux recycler les combustibles usés, produisant de ce fait moins de déchets. Sur le plus long terme, ils offrent la possibilité de réduire la quantité et la radiotoxicité des déchets. En particulier ils peuvent utiliser comme combustibles les stocks actuels d’uranium appauvri et de plutonium et multi recycler leur propre combustible usé pendant toute leur vie sans consommer d’uranium naturel. Les ressources en combustible seraient ainsi assurées pour plusieurs milliers d’années. Il faut bien insister sur le fait que la fermeture du cycle du combustible est une condition indispensable au développement d’un nucléaire durable, assurant une gestion rationnelle de la ressource combustible et des déchets.

Le modèle de RNR le plus mature est un réacteur utilisant du sodium liquide comme fluide caloporteur de l’énergie : le RNR-Na. Le retour d’expérience de ces réacteurs est important, notamment en France qui a exploité Phénix, Superphénix et a conduit pendant 10 ans le projet Astrid préfigurant les RNR de quatrième génération (RNR GenIV) !

C’est pourquoi les décisions d’abandonner cette filière, avec l’arrêt de Superphénix en 1997 et du projet Astrid en 2018, nous ont fait perdre l’avance que nous avions dans le monde en ces compétences précieuses pour l’avenir. Ce fut sans doute une grande erreur !

Il est aujourd’hui nécessaire de redémarrer un programme pour avancer dans la construction de réacteurs de 4è génération avant la fin du siècle, d’initier et de soutenir la R&D sur le nucléaire du futur afin de préparer l’émergence en France des réacteurs à neutrons rapides (RNR) innovants de quatrième génération (GenIV), qui constitueront une solution d’avenir et dont l’étude se poursuit activement à l’étranger, de prendre en compte dans ce programme tous les aspects scientifiques du recyclage du combustible associés aux réacteurs, incluant la gestion des déchets radioactifs

La première des urgences est donc le cycle du combustible pour lequel deux actions doivent être menées sans tarder :

• réaliser la mise à niveau des usines de retraitement de la Hague et de celle de Melox sur le site nucléaire de Marcoule pour la production de  combustible MOX, constitué d’un mélange d’oxydes d’uranium et de plutonium,
• préparer le remplacement de ces deux usines au début de la décennie 2040. Ce remplacement pourrait être l’occasion de faire évoluer les installations à la fois pour rendre le procédé davantage résistant à la prolifération et permettre le multi-recyclage dans les réacteurs à neutrons rapides.

Compte tenu du caractère planétaire de la crise climatique entrainant de grands besoins en énergies non carbonées dans tous les pays, nous pensons qu’il faut donner à notre industrie électronucléaire les moyens de progresser à nouveau dans la maitrise de cette technologie RNR et nous positionner comme champion international. Mais le budget nécessaire pour développer un démonstrateur RNR est considérable pour un pays déjà excessivement endetté comme la France et dont on a vu que les projets nucléaires dépassent déjà les 150 Mds€ à moyen terme. Aussi nous considérons qu’il convient de rechercher des partenariats internationaux (autres pays européens, Japon) pour partager un tel investissement et si possible y apporter une contribution technologique ou industrielle.

Ce devra être une mission donnée au CEA sous l’égide du Ministre en charge de l’énergie en s’adressant tout d’abord à nos partenaires européens de l’Alliance pour le nucléaire ainsi qu’au Royaume-Uni qui, outre la Suède et la Finlande, est celui le plus susceptible d’apporter une contribution technologique et industrielle à une telle démarche. Il conviendra de sécuriser le foncier afin de développer ces unités dans des lieux favorables.[5] On devra aussi s’interroger sur le statut règlementaire de l’uranium appauvri et du plutonium.

Conclusion

La mise en œuvre d’une telle stratégie ambitieuse demandera de mobiliser des budgets, on l’a vu, très considérables. Comme cela a été fait dans le passé pour la réalisation du parc nucléaire existant, il reviendra sans doute à EDF de procéder par emprunts, garantis par l’Etat pour en rendre les taux acceptables.

Quant aux financements de l’éolien offshore et du photovoltaïque, dont les volumes respectifs dépendront de leur coût complet de développement, ceux-ci seront essentiellement assurés comme actuellement sur appel à projets de la CRE.

Ce qui veut dire que le consommateur français sera appelé à supporter dans la durée des hausses de tarifs significatives pour rembourser ces emprunts. Comparé à nos voisins européens nos prix de vente de l’électricité sont très inférieurs, ce qui nous donne une certaine marge relative. Encore faudrait-il que l’Etat ne renouvelle pas cette aberration de taxer la consommation d’électricité en exonérant les énergies fossiles comme il vient de le faire !

Tout ceci représente une démarche industrielle et financière de grande ampleur qui ne peut résulter de simples élaborations technocratiques comme il en fut du précédent programme nucléaire jamais complétement porté par l’opinion. Bien qu’un projet de loi ait été annoncé pour traiter de notre stratégie de renouvellement nucléaire qui devait être soumis au Parlement fin 2013, le Gouvernement tergiverse et en retarde la présentation tandis que les acteurs de l’électronucléaire – EDF, sa filiale Framatome, leurs équipementiers et sous-traitants – peinent à en afficher les délais et le coût.

Il est indispensable que le Gouvernement donne maintenant suite aux recommandations du rapport parlementaire sur le nucléaire et que sa stratégie soit soumise sans tarder à la représentation nationale ! Les débats éclaireront les choix.

Jacques Roger-Machart, Olivier Appert, Marc Fontecave et Bernard Tardieu.

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[1] Cette ambition d’un doublement en 25 ans n’est en rien utopique si l’on se rappelle que pendant les « trente glorieuses » la croissance de la production électrique doublait tous les 10 ans !

[2] cf. notre note « L’éolien offshore dans un trou d’air » : https://progressistes-socialdemocratie.eu/leolien-offshore-europeen-dJans-un-trou-dair/

[3] Coûts et dépassements qui seront supportés par EDF-Energy (UK) lequel s’est engagé sur un financement « corporate » garanti par sa maison-mère, c’est-à-dire EDF-France, elle-même endettée à quelques 50 Mds€ …Reste que le prix de vente de l’énergie négocié au CFD (contract for difference) est de 92. 5 £ / Mwh 2012, indexé sur l’inflation, soit £ 140 – 145 £ / Mwh en 2030 ce qui devrait limiter les pertes.

[4] Après processus d’enrichissement, le sous-produit Uranium appauvri contient presqu’exclusivement de l’Uranium 238 : 99,7% d’U²³⁸ et 0,3% d’U²³⁵.

[5] Par exemple, Nuward ne doit pas être installé à Marcoule sur le site du CEA initialement dédié au projet Astrid, comme ce pourrait être décidé prochainement. Il a sa place à côté de l’une des 19 centrales nucléaires françaises et Marcoule doit rester le site de développement de l’innovation pour la filière RNR.

La politique énergétique de la France non seulement doit se décarboner en diminuant drastiquement son recours aux énergies fossiles mais elle doit également en prospective répondre à une demande fortement croissante en électricité non carbonée des gros consommateurs (producteurs de biens industriels ou de services) comme des millions de petits consommateurs domestiques. Car les efforts de décarbonation conduiront

• à électrifier les processus industriels fortement émetteurs de CO2, notamment en utilisant de l’hydrogène produit par électrolyse,
• à une logistique de transport de marchandises par camions à motorisation électrique sur batteries et/ou piles à combustible hydrogène,
• à une mobilité des personnes par transports publics électrifiés et voitures électriques,
• au chauffage du bâti thermiquement isolé isolé par des pompes à chaleur électriques.

L’État stratège doit élaborer une politique industrielle sur les filières clés (batteries, « smart grids », productions pilotables, filière électronucléaire, …) ainsi que de formations à tous les niveaux, du BAC professionnel aux licences, masters et doctorats, afin d’accompagner le verdissement de l’économie. Cet État stratège et planificateur doit également promouvoir la décentralisation dans un juste équilibre entre l’Etat et les Territoires. Les collectivités territoriales – essentiellement les régions et groupements de communes (EPCI) – sont des partenaires essentiels des opérateurs nationaux. C’est pourquoi nous préconisons la mise en place de Services régionaux de la transition énergétique, associant territoires urbains et ruraux, en complément des actions proposées autour de l’État stratège.

Les 27 ans qui nous séparent de 2050 seront certainement trop courts pour atteindre à cette échéance la pleine neutralité carbone mais toutes les formes d’énergies primaires non carbonées – hydraulique, géothermique,  éolien, photovoltaïque, nucléaire –  doivent être mobilisées pour répondre à la demande selon un mix fonction des délais de réalisation et des coûts complets, non seulement de construction et d’exploitation mais aussi d’investissements sur les réseaux pour les connecter au réseau de RTE, la déconstruction en fin de vie.

Même si certains affichent le 100 % renouvelable comme un scénario possible, nous recommandons de plutôt miser sur un mix électrique diversifié s’appuyant sur le nucléaire, l’hydraulique, le PV et l’éolien, la géothermie pour sécuriser l’approvisionnement et conserver des coûts absorbables accessibles à tous. Aussi, outre une accélération de ces projets d’ENR, nous appelons à étendre la durée de vie du parc électronucléaire existant en garantissant aux organes de sûreté une pleine autonomie et une capacité d’expertise dans l’examen de la faisabilité et de l’opportunité de prolonger la durée de vie des centrales ce qui s’avère le meilleur moyen de contenir des prix bas. Notre souveraineté énergétique passera aussi nécessairement par la relance d’un programme ambitieux de construction de réacteurs de 3ème génération de type EPR, le développement de petits réacteurs SMR (small modular reactors,) comme le projet national Nuward et la relance des travaux sur les réacteurs à neutrons rapides (RNR) pour fermer le cycle du combustible.

La dimension européenne de la transition énergétique est évidemment essentielle Les objectifs ambitieux du paquet « Fit For 55 » prolongent le système d’échanges de quotas (SEQE) où l’annulation des quotas gratuits doit conduire à une augmentation souhaitable du coût des émissions de CO2. Par ailleurs, il n’y aura pas de souveraineté nationale totale pour l’accès aux ressources minérales nécessaires aux  différentes sources d’énergie (nucléaire, renouvelables, fossiles) ; nous devons non seulement approfondir les mécanismes de solidarité énergétique qui existent déjà entre Etats européens mais encore travailler à une nouvelle ambition de politiques industrielles européennes.

Les dispositions actuelles existantes dans le cadre des contrats long terme pour les productions renouvelables doivent être ouvertes aux productions électronucléaires par l’intermédiaire de « PPA (power purchase agreements) ou de « CfD  (Contract for Difference ). Il convient en outre de faire émerger sur le marché européen une référence unique du carbone afin de favoriser l’émergence d’un marché compétitif et liquide au sein de l’UE. La taxation du carbone doit préférentiellement être portée par l’émetteur  et non uniquement par le consommateur. C’est aux producteurs d’électricité, aux constructeurs de voitures, d’avions, etc. de supporter au maximum cette fiscalité efficace et vectrice d’une plus grande justice sociale.

Le projet de taxe carbone aux frontières ne doit pas être simplement protectionniste : d’une part, son produit sur les biens taxés originaires des pays émergents devrait être reversé à ceux-ci, d’autre part, il s’agit d’inciter les régions industrialisées exportatrices vers l’UE d’adopter une taxation du carbone par un dispositif équivalent au SEQE de l’UE.

Groupe de Travail du Lab de la Social-Démocratie

Temps de lecture : 28 minutes

L’élaboration d’une politique énergétique est pour un État ou une communauté d’États un processus aussi impérieux que complexe à mettre en oeuvre. S’y soustraire, c’est s’exposer aux caprices et aux ruses de l’histoire, comme aux soubresauts de la géopolitique. La situation actuelle nous le démontre un peu plus chaque jour. En France comme ailleurs, la mise en place d’une telle politique énergétique suppose une connaissance fine des ressources matérielles, techniques et intellectuelles dont dispose le pays, et un courage politique certain pour opérer des choix dans le champ des possibles énergétiques. Ce temps du diagnostic et de la prospective est donc des plus précieux et il aurait beaucoup à nous offrir.

En effet, la France souffre de l’absence d’une politique énergétique. Les gouvernements successifs, y compris l’actuel, ont négligé cette question et donc failli dans l’élaboration d’une politique ambitieuse régissant la consommation et la production d’énergie en France. À l’heure où le changement climatique nous contraint à réformer entièrement nos sources et nos modes de production et de consommation énergétiques, il est urgent de mettre en place cette politique sociale, économique, écologique et européenne que nombre de nos concitoyens appellent de leurs vœux.

Il convient donc de tracer les linéaments concrets de cette politique, tout en ménageant un espace d’action spécifique, une certaine latitude dans l’adaptation de nos modèles prédictifs et de planification pour être en mesure d’accueillir les innovations technologiques incrémentales ou de rupture qui nécessiteront peut-être en temps voulu d’amender, voire de bouleverser cette feuille de route programmatique. Ce n’est qu’au prix du respect de cette double exigence – théorique et pratique donc – que la France pourra sortir de l’ornière énergétique dans laquelle elle s’est enlisée depuis une vingtaine d’années.

Il est capital de faire de ce chantier une question de priorité absolue, tant l’énergie constitue un enjeu d’importance pour permettre un développement social, écologique et économique harmonieux de notre pays. Par ailleurs, la crise politique dont le conflit ukrainien est principalement à l’origine, ainsi que la rivalité sino-américaine redonnent une dimension géopolitique importante à la politique énergétique ; elles rendent nécessaire et urgente une coopération européenne afin de mettre en oeuvre une stratégie qui tienne compte de cette nouvelle donne. Une telle politique doit ainsi respecter les trois principes suivants :

Elle met en œuvre, à tout moment, les moyens techniques appropriés pour fournir, en quantité suffisante, à tous les citoyens l’énergie nécessaire, pour leur habitation, leur transport, leurs loisirs et leur activité professionnelle.
En conséquence, elle a l’obligation d’assurer une sécurité d’approvisionnement de cette énergie, en limitant les dépendances vis-à-vis de fournisseurs d’énergie extérieurs. Ceci suppose d’asseoir cette politique sur une souveraineté énergétique qui donne au Parlement le pouvoir de définir cette politique énergétique, aussi librement que possible.
Elle doit, avec la même importance, assurer une fourniture d’énergie à un prix minimal qui permet à tous de limiter la facture énergétique et contribue à la compétitivité des entreprises. Ceci suppose que les moyens techniques de production d’énergie, soient choisis et calibrés également en fonction de leur coût complet.

Par ailleurs, le contexte inédit dans l’histoire humaine du changement climatique, d’une part, et notre dépendance vis-à-vis du pétrole et du gaz, ressources en totalité importées et finies, imposent que cette politique soit tout entière dirigée vers la transition énergétique et mette en place tous les moyens pour remplacer ces énergies fossiles, sources de gaz à effet de serre, par des sources d’énergie renouvelables et bas-carbone. Il convient de ne jamais s’affranchir cependant de l’exigence de dire les réalités suivantes, afin de les affronter avec la plus grande transparence et la plus grande efficacité. Et en premier lieu que cette transition énergétique est un des projets les plus difficiles que notre pays, mais c’est vrai pour tous, ait à affronter. Il faut dire qu’elle va s’inscrire dans un temps long, pour la simple raison que personne, dans aucun pays de la planète, n’a la capacité, notamment technologique et économique, de réaliser cette transition en quelques années. L’inertie du système énergétique, tant sur l’offre que la demande, se situe en effet sur des décennies voire des siècles (bâtiment par exemple).

La transition demande encore des efforts majeurs de formation, de recherche et d’innovation, dans les laboratoires et les entreprises, de politique industrielle, pour mettre en place des technologies pertinentes et pour exploiter les nouvelles sources d’énergie bas-carbone à notre disposition, énergies renouvelables et biomasse, à une échelle que nous sommes encore très loin d’avoir atteint, à côté de l’énergie nucléaire indispensable.
Ensuite dire que cette transition sera extrêmement coûteuse et qu’une politique énergétique digne de ce nom devra être en capacité de planifier les investissements nécessaires et le rythme de la transition avec le souci prioritaire que cette dernière soit d’abord juste socialement et soutenable économiquement, et pas seulement sous le seul contrôle du niveau des émissions, même si ce critère est évidemment déterminant. C’est pour cette raison que notre projet s’inscrit sans ambiguïté dans une perspective de croissance, de production, de travail, d’industrie sans lesquels la transition sera synonyme de misère sociale et de déclassement économique irréversibles.

Les politiques d’adaptation au changement climatique doivent à ce titre anticiper les impacts inéluctables, et préparer les populations à de grands chamboulements dans les modes de vie. Il va être par exemple nécessaire de mettre en place des infrastructures et des organisations adaptées dès aujourd’hui pour résister à des températures plus élevées, à des risques d’inondations, comme ce fut le cas en 2020 dans la vallée de la Roya, ou d’incendies, tels que ceux que les Landes ont connu à l’été 2022 par exemple. Il faut en conséquence dépenser maintenant, pour réduire les coûts, y compris sanitaires, plus tard.

La transition va mobiliser de nombreuses ressources minérales: métaux, terres rares, etc., dont la production va elle aussi nécessiter des quantités importantes d’énergie. Enjeux énergétiques et ressources minérales sont de facto liés. La criticité des matériaux et des minéraux stratégiques doit s’intégrer dans la politique climatique, de même la sensibilisation de la population à l’épuisement des ressources est tout aussi importante que la sensibilisation à la consommation énergétique.

Enfin dire qu’il n’y a pas de salut hors d’une articulation de cette politique avec celles de nos partenaires européens.

Les objectifs ambitieux du paquet « Fit For 55 » prolongent les travaux mis en place depuis les années 90 – système d’échanges de quotas (SEQE) et politique dite de « partage des efforts » par exemple -, mais ces objectifs ne sauraient combler les désaccords existants entre Etats-Membres, freinant l’émergence d’un consensus qui pourrait pourtant préserver les intérêts nationaux. Par ailleurs, il n’y aura pas de souveraineté nationale totale en ce qui concerne l’accès aux diverses sources d’énergie (fossiles, renouvelables, etc.), aux ressources minérales, aux ressources alimentaires, et nous devons non seulement approfondir les mécanismes de solidarité énergétique qui existent déjà entre Etats européens mais encore travailler à une nouvelle ambition pour une politique européenne de l’énergie au service de tous. Ce chantier n’est pas moins difficile que les autres, tant les désaccords entre certains pays européens sont profonds en matière d’énergie, mais il est essentiel.

Il faut être, comme la gauche le fut dans un passé hélas maintenant lointain, porteur d’un message fort sur la nécessité du progrès scientifique et technique pour favoriser et asseoir tout progrès social, économique et écologique.

La neutralité carbone en 2050, un idéal régulateur, mais un objectif difficile à atteindre. Comment concilier réalisme scientifique et ambition climatique dans l’élaboration de la politique énergétique française ?

Le changement climatique appelle une évolution rapide de notre système productif et énergétique pour réduire au maximum le recours aux énergies fossiles et les émissions de gaz à effet de serre qui en découlent. Ce changement de paradigme requiert dès à présent la mise en place d’une politique volontariste d’adaptation et d’atténuation, dans tous les domaines et à tous les échelons de la production et de la consommation. La France est aujourd’hui exemplaire, elle représente 2% de la consommation mondiale d’énergie [de quoi ?], et 1% des émissions, et elle doit servir d’exemple en développant des politiques toujours plus ambitieuses s’agissant tant de nos émissions territoriales que de notre emprunte carbone résultant de nos importations.
S’il doit demeurer un principe recteur dans la conduite des politiques climatiques nationales, européennes et internationales, en l’état actuel de nos connaissances, techniques et modes de vie, l’objectif de neutralité carbone en 2050 apparait particulièrement difficile.
Cet objectif temporel extrêmement ambitieux ne pourra en effet être atteint sans une transformation profonde de nos consommations, de nos modes de production. Taire cette réalité revient à nous exposer collectivement au renforcement des populismes et des extrêmes, qui ne manqueront jamais de se servir de l’échec des effets d’annonce « zéro-carbone 2050 » pour pointer du doigt l’incompétence de ses concepteurs et de ses défenseurs.

Le courage politique impose donc de reconnaître que, si le monde doit impérieusement réduire sa dépendance aux énergies fossiles, nous aurons toujours besoin de carbone en 2050. Les plastiques et les médicaments, carbonés, continueront à être nécessaires, les voitures ne seront pas toutes électriques, et même ces dernières ne seront pas zéro carbone (exemple du graphite des électrodes) ; certaines mobilités ne seront pas totalement électrifiées (transport maritime et aérien) ; la biomasse ne remplacera qu’en partie les fossiles ; et les procédés industriels les plus émetteurs de CO2 (acier, ciment, notamment) ne seront pas devenus totalement bas-carbone, malgré les efforts d’innovation en la matière. On peut espérer que les technologies de capture de CO2 qui commencent à être mises en oeuvre aujourd’hui auront gagné en maturité et en efficacité, mais la construction à grande échelle de parcs éoliens et solaires utilisera encore des quantités massives de béton et d’acier dont la production sera donc, pour un certain temps, émettrice de CO2.

Pour le dire d’un mot, le laps de temps de 27 ans qui nous sépare de 2050 semble trop court pour atteindre la neutralité carbone, fût-elle évidemment souhaitable.

Ce faisant, il importe de préparer le pays et le monde aux effets du changement climatique. En France, les dernières projections réalistes des scientifiques du climat visent une augmentation moyenne des températures bien supérieure à la température préindustrielle d’ici à 2100. Il faut donc dès à présent renforcer les politiques d’adaptation au changement climatique et investir les centaines de milliards d’euros nécessaires à leur pleine effectivité. L’adaptation est un enjeu clé sur la route de la décarbonation que la France, pays développé, doit assumer de défendre dans toutes les instances de dialogue et de négociation internationaux en se déclarant prête à soutenir les pays en développement qui subissent les conséquences d’émissions dont ils ne sont pas responsables.

Une croissance raisonnée

Pour s’adapter au changement climatique, la politique énergétique doit intégrer pleinement les dimensions économiques et sociales du développement durable en complément de la dimension environnementale. À ce titre, il faut lutter contre les appels à la décroissance et l’austérité, contre les critiques parfois démagogiques de l’industrie et de la technique, car c’est à travers l’innovation, et l’évolution des technologies, que passeront aussi une partie des solutions.. Ce qui n’est évidemment pas contradictoire, avec la nécessité pressante de rechercher l’efficacité énergétique et d’adopter des comportements vertueux, de consommer différemment et d’abandonner des pratiques énergivores d’un autre temps, qu’elles soient simplement inutiles ou, pire, délétères pour l’environnement et carbo-intensives (moins de transport, de marketing visuel, moins de gaspillage, etc.). Une partie de la solution de la décarbonation passe donc par une conscientisation générale des changements individuels et collectifs à adopter pour réussir le défi du siècle.
Tout aussi important est l’enjeu d’investir massivement et durablement dans la recherche, le développement de nouvelles connaissances et techniques, l’émergence de nouvelles filières industrielles, et de favoriser un accroissement substantiel de la productivité (ce qui revient à faire mieux avec moins).

C’est pourquoi plutôt que d’appeler à la décroissance autoritaire, autre nom de la pauvreté pour bon nombre de nos concitoyens, nous prônons une croissance nouvelle et raisonnée. Nous nous engageons, nous, femmes et hommes de gauche soutenant une conception sociale, démocrate et écologiste de la société, pour une croissance guidée par des principes régulateurs (efficacité énergétique, sobriété choisie, soutenabilité sociale, solidarité internationale et efficience économique) et susceptible de financer une transition que l’on sait d’ores et déjà être extrêmement coûteuse en temps, en travail et en capitaux.

L’État stratège, le plan et la décentralisation

La situation actuelle héritée du marché commun ne peut pas perdurer. La crise actuelle de l’énergie invite à chercher un meilleur équilibre entre « plan et marché » dans les politiques des États-Membres. En effet, le marché ne permet pas de résoudre les enjeux légitimes de sécurité d’approvisionnement, de prix galopants et de décarbonation. Les réformes de libéralisation du secteur montrent leur limite, il est donc urgent de réinstaurer la planification publique et encapaciter l’ État avec des outils de prospective stratégique, qu’il a eu beaucoup trop tendance, ces quarante dernières années, à déléguer au secteur privé.

Dans le domaine de l’énergie, le plan s’impose comme un outil stratégique en faveur du triptyque Social – Environnement – Économie.

Rappelons que l’unité de temps dans l’énergie est de l’ordre du demi-siècle ou du siècle (productions d’électricité, bâtiments, etc.) et l’unité de compte, le milliard d’euros. Par simple pragmatisme, on ne peut pas continuer à naviguer à vue sur ces sujets en recourant essentiellement à des lois de programmation quinquennale de l’énergie.

L’élaboration d’une politique énergétique conçue dans le temps long doit mobiliser les acteurs reconnus et les structures existantes en leur donnant une pleine et légitime autorité, tout en veillant à ce que les orientations techniques et politiques retenues soient ratifiées par le Parlement, ce qui est la condition sine qua non de leur représentativité démocratique et de leur acceptation sociale. Le choix doit pouvoir s’organiser sur la base de plusieurs scénarii aidant à la décision. La SNBC par exemple doit fournir des scénarii variés ! Pour cela le secrétariat général à la Transition Écologique peut être une structure adaptée de coordination interministérielle, la mise en oeuvre du plan piloté par Matignon, à condition de l’affranchir d’une animation purement technocratique : Matignon doit programmer les investissements et les intégrer dans un cadre global où s’articule harmonieusement l’économie, le social et l’écologie. Et soumettre ces directions à l’appréciation et au vote du Parlement est une nécessité démocratique facteur de cohésion nationale sur la stratégie proposée.

En pratique, un tel État stratège doit favoriser l’émergence de filières clés (batteries, smart grids, productions pilotables…) et se doter d’une feuille route programmatique pour soutenir sa politique industrielle, mais également de formations à tous les niveaux, du BAC professionnel aux licences, masters et doctorats, afin d’accompagner le verdissement de l’économie et la transition du diptyque école-travail vers une formation tout au long de la vie. Le succès de la politique énergétique passée venait d’ailleurs de sa coexistence avec une politique industrielle, c’est pourquoi nous appelons à amplifier l’émergence de filières dès aujourd’hui.
En outre, cet État stratège et planificateur doit promouvoir la décentralisation dans un juste équilibre entre l’Etat et les Territoires. Le XXIème siècle est et sera celui de l’encapacitation des territoires et des citoyens. Il incombe de redonner sa juste place à l’agilité propre aux échelles locales et territoriales. C’est particulièrement vrai dans la transition écologique qui, de la rénovation du bâti, à l’intégration des ENR en passant par les politiques de mobilité, exige une connaissance fine et une proximité, pour ainsi dire, charnelle avec les territoires où ces actions sont mises en place. Les acteurs économiques, associatifs, les collectivités locales et plus généralement les citoyens, tous doivent être pleinement associés à la transition. Entre ces deux échelles, nationale et locale, les Régions et les EPCI doivent pouvoir renforcer leurs compétences et en développer de nouvelles en matière de transition écologique, que SRADDET, SCoT et autres PLU peinent encore à intégrer complètement.

Lorsque des projets de construction d’infrastructures énergétiques auront un impact régional important, des débats publics explicitant leurs enjeux et impliquant experts et citoyens, pourront être organisés localement sous l’égide de la Commission Nationale du Débat Public (CNDP).

Les grandes entreprises de l’énergie, EDF, TotalEnergies, ENGIE ou l’Etat ne sont pas les seuls acteurs ; les collectivités territoriales – essentiellement les régions et groupements de communes (EPCI) – sont des partenaires essentiels des opérateurs nationaux. C’est pourquoi nous préconisons la mise en place de Services régionaux de la transition énergétique, associant territoires urbains et ruraux, en complément des actions proposées autour de l’État stratège.

Les Régions ont pour mission de concevoir la territorialisation des orientations nationales à l’échelle de leur territoire. Elles ont un rôle de chef de file sur le climat et l’énergie, qui consiste à assurer la coordination des collectivités locales sur ces sujets. Elles peuvent aussi par leurs compétences en matière de transport, d’agriculture et de développement économique orienter les projets dans un sens vertueux du point de vue de la transition écologique. Elles peuvent enfin favoriser dans les territoires ruraux des productions décentralisées d’énergies renouvelables, qui seront plutôt consommées dans les territoires urbains, ce qui implique notamment le développement des réseaux de distribution d’Enedis ou de GrDF, dont il faudra sécuriser la capacité à investir sur le long terme – Enedis annonçant par exemple 100Md€ d’investissements nécessaires cumulés de 2022 à 2040 – , car sans réseau pas de transition possible.

Les intercommunalités, quant à elles, ont en charge l’élaboration des Plans climat-air-énergie territoriaux (PCAET), qui décrivent la trajectoire climat de leur territoire et les actions prévues par les acteurs locaux pour s’y inscrire. Elles sont également coordinatrices de la transition énergétique après l’adoption de leur PCAET, ce qui les positionne en fédératrices de l’ensemble des acteurs de leur territoire sur ce sujet. Ces collectivités ont enfin un rôle opérationnel dans le développement des actions de transition écologique dans leur champ de compétences ou dans leur sphère d’influence et peuvent s’appuyer sur des dispositifs contractuels avec l’Etat comme les Territoires Zéro Déchet ou encore les Contrats de transition écologique (CTE).
Ayant en outre les compétences d’urbanisme, elles sont mieux placées que l’État pour accompagner les propriétaires immobiliers dans l’isolation thermique du bâti.

Il convient donc de renouer avec l’option historique de la gauche en faveur de la décentralisation et nous plaidons pour que les collectivités locales soient reconnues comme les échelons opérationnels pertinents pour gérer une partie des financements de l’État consacrés à la transition énergétique, conseiller et orienter les particuliers dans leurs choix de transition énergétique : l’État devrait leur transférer ses aides à l’isolation thermique du bâti.
En ce sens, un service public de la rénovation, interlocuteur unique du propriétaire et apportant une garantie de résultat est à envisager.

La décision publique se rapprochant des consommateurs sera mieux à même d’accompagner les initiatives d’autoconsommation collective, d’efficacité et de sobriété énergétique des « consomm’acteurs », les expérimentations de réseaux intelligents, l’isolation thermique des bâtiments, voire leur reconstruction à neuf pour gagner en efficacité thermique[1}.
Nous plaidons donc pour la mise en place de services publics régionaux de la transition énergétique, sur des périmètres inférieurs à celui de la Région mais associant le monde rural et celui des intercommunalités urbaines.

En définitive, une allocation plus judicieuse des ressources et des moyens publics, au bénéfice d’une meilleure efficacité des politiques pour l’ensemble des citoyens, dans une bonne articulation entre Etat et Territoires, sont les clés d’une décentralisation réussie et d’une transition « plus » démocratique.

La stratégie de décarbonation

Les incertitudes restent nombreuses aujourd’hui, mais les actions prioritaires pour décarboner la demande s’organisent autour des trois axes principaux : mobilité, habitat, industrie.

Mobilités

Pour décarboner nos territoires, il convient d’abord d’agir sur la demande d’énergie. À commencer sans doute par les mobilités : aujourd’hui nos modes de transports sont très carbonées : véhicule particulier, poids lourds, bateaux, avions, etc. Il faut encourager les mobilités douces, et éviter les mobilités inutiles, en renforçant partout où il est possible le télétravail. Pour tous les emplois qui le permettent, le travail hybride présence/distance doit devenir la norme plutôt qu’une option ; le présentéisme 5 jours au bureau sur 7 est un legs du passé de plus en plus dur et inconséquent à porter, il devra à l’avenir se justifier expressément par l’activité, ou a minima correspondre à un choix du salarié, mais il ne peut plus être imposé par l’employeur.
Ces transformations sociétales appellent dès à présent un renforcement, une massification des transports publics urbains, dont les RER métropolitains et régionaux, les métros, bus, tramways, et la création de « parkings relais », dotés de bornes de recharge pour les véhicules électriques, en périphérie des centres urbains garantissant un déplacement domicile travail le moins carboné possible de bout en bout.

La transition des véhicules légers thermiques vers des véhicules électriques est en marche, aussi faut-il multiplier rapidement les infrastructures pérennes de recharge en maison et en immeuble à des coûts raisonnables, en mettant en place des tarifs réglementés de vente notamment pour la recharge. Il serait en outre pertinent de permettre aux possesseurs de VE n’ayant pas la possibilité de les recharger à domicile de se brancher dans des parkings publics ou parapublics à des prix particulièrement abordables notamment pour les plus vulnérables, idéalement il faudrait viser « la gratuité » et donc trouver les bons leviers réglementaires pour la mettre en place.

Ce surcroît de consommation électrique devra faire l’objet d’anticipations quant à ses conséquences sur la production électrique nationale et locale, et le développement des réseaux de distribution notamment, en relançant par exemple des travaux de fond sur l’évolution des tarifications de l’électricité et en incitant en particulier à la recharge en heures creuses (le smart charging).
Dans les zones non urbaines, le développement de l’infrastructure de recharge pour véhicules électrique doit constituer un enjeu clé de l’aménagement territorial, c’est pourquoi il faut aller plus loin que les SDRIVE (schéma directeur d’infrastructure de recharge) actuels, en misant sur l’intermodalité, et accompagner, en complément de l’action de la Puissance Publique, l’émergence d’une offre privée de stations-services électriques pour couvrir l’ensemble du territoire tout en régulant les prix pour les utilisateurs de ces recharges.

Concernant les mobilités lourdes et le transport de marchandises, les technologies ne sont pas encore arrivées à maturité, mais il semble pertinent de miser sur l’électrique, l’hydrogène et les biocarburants. Chaque technologie a ses avantage et inconvénients, l’électrique semble favorable pour le « dernier kilomètre » comme pour les déplacements régionaux, il atteint ses limites dans la masse des batteries et la recharge associée pour les longues distances. Pour les très gros véhicules ou pour certains trains régionaux, l’hydrogène peut constituer une solution d’avenir, mais du fait de ses contraintes de sécurité (coûts, sécurité d’acheminement, vandalisme, etc.), il ne saurait être généralisé à tout le transport de marchandises. Les biocarburants constituent quant à eux une des solutions les moins coûteuses et une des plus aisées à mettre en place en l’état actuel de nos connaissances pour décarboner le transport transcontinental, notamment aérien ou maritime, mais les volumes disponibles risquent d’être insuffisants et le bilan carbone des biocarburants n’est pas toujours favorable. Un effort sérieux d’évaluation de ces deux paramètres doit être poursuivi.

Le logement

Pour ambitieux qu’il soit le dispositif gouvernemental MaPrimeRenov’ a démontré les limites de son efficacité. Il doit être enrichi et voir sa gouvernance adaptée aux besoins réels des propriétaires. Il s’agit en ce sens de donner aux collectivités territoriales les moyens d’inciter [les copropriétés et les bailleurs à s’engager dans la nécessaire rénovation du bâti dont ils ont la charge, par des schémas directeurs énergétiques à leur maille (cf gouvernance à plusieurs niveaux).
Le chauffage et la climatisation seront majoritairement issus de l’électricité. Pour s’affranchir des modes de chauffage carbo-intensifs que sont le fioul et le gaz, il faut avoir le courage d’annoncer la fin de l’installation des chaudières recourant à ces sources d’énergie, en priorité pour l’ensemble des nouvelles constructions (on peut d’ailleurs souligner les apports positifs de la RT2020), et faciliter la migration pour les logements existants. La généralisation des pompes à chaleur est un objectif nécessaire pour limiter l’empreinte carbone et le coût de plus en plus prohibitif de la production de chaleur et de froid. Des dispositifs d’incitation, tels que les crédits d’impôt doivent ainsi être instaurés rapidement et pérennisés.

La géothermie, parent pauvre de la production énergétique en France, est pourtant un levier intéressant pour décarboner le chauffage. Certes limités (en dehors de la « géothermie de minime importance » ou « GMI »), les gisements gagneront à être étendus notamment pour alimenter les pompes à chaleur en réserve de calories. De même que les réseaux de chaleur urbains et le solaire thermique, très largement sous-utilisé : il faut l’intensifier dans la rénovation comme dans le neuf.

L’industrie et l’hydrogène

Tout ce qui est électrifiable doit l’être : moteurs, fours, etc. Il reste néanmoins des besoins conséquents en chaleur, « le thermique non électrique » dans l’industrie lourde (métallurgie, sidérurgie, cimenterie…).
Pour ces cas précis, l’utilisation des SMR (petits réacteurs nucléaires modulaires) peut être une option intéressante à creuser, au risque sinon d’être dépendants pendant des années du fossile. Par ailleurs, il y aura durablement besoin de gaz dans l’industrie, il est donc nécessaire d’utiliser au maximum le biogaz, mais les volumes de production actuels restent faibles confirmant l’extrême difficulté de se passer de gaz naturel pendant encore longtemps.

L’hydrogène pourra parfois se substituer au gaz, mais ne saurait constituer l’alpha et l’oméga de la transition énergétique, du fait notamment des coûts – pour l’heure – prohibitifs découlant de sa production, de son impact carbone (aujourd’hui quasi-exclusivement par reformage du méthane, les rendements par électrolyse n’étant pas encore compétitifs), de son acheminement et de son stockage dans des conditions optimales de sûreté.

Il faut en effet dénoncer les solutions magiques qui par enchantement régleraient la difficile question du « thermique non électrique », angle mort de la majorité des scénarii de transition énergétiques disponibles : Les quantités d’hydrogène (H2) « vert » à produire invitent à rester prudents quant aux capacités réelles de production à mobiliser, incommensurablement plus conséquentes que ce que l’homme de la rue peut imaginer dans le couple « EnR/H2 » ou « nucléaire/H2 ».

L’adaptation du système électrique à un nécessaire surcroît de production

Les éléments qui précèdent nous conduisent à prédire une augmentation substantielle de la production électrique pour se substituer autant que faire se peut aux énergies fossiles. Pour assurer cette hausse nécessaire de la production, nous défendons un mix diversifié s’appuyant sur le nucléaire, et les énergies renouvelables : hydraulique, photovoltaïque et éolien.

L’hiver 2022 a mis en évidence des carences dans la production pilotable en France. L’énergie nucléaire disponible en France, apparaît non seulement compétitive, mais une source d’énergie bas-carbone qu’il faut développer sous l’autorité et le contrôle de l’ASN. Le risque de black-out est inacceptable à tout point de vue, social, sociétal, économique (flambée des prix), etc. C’est pourquoi nous souhaitons disposer de productions pilotables décarbonées plus nombreuses et variées dans leur niveau de puissance installée.

Partisans du progrès technologique, nous pensons que notre souveraineté énergétique passera par la relance d’un programme ambitieux de construction de réacteurs de 3ème génération, le développement de petits réacteurs (les small modular reactors, SMR) pour l’industrie, et la relance de travaux sur la 4ème génération de réacteurs (réacteurs à neutrons rapides) pour fermer le cycle du combustible. En parallèle, visons à la fin du siècle la fusion nucléaire.

Pour des raisons sociales et économiques évidentes, nous appelons ainsi à étendre la durée de vie des centrales existantes, dont le coût complet de production est estimé en 2014 entre 42 et 60€/MWh par la Cour des Comptes, soit l’un des plus compétitifs du monde. En garantissant une pleine autonomie aux organes indépendants de sûreté et d’expertise dans l’examen de la faisabilité et de l’opportunité que nous aurons à prolonger la durée de vie des centrales, ces dernières s’avèrent le meilleur moyen de contenir des prix bas et de faciliter la transition vers de nouveaux réacteurs.

Ces prolongements requièrent en contrepartie une vigilance et exigence accrues de la part d’EDF, et de la filière des sous-traitants, ainsi qu’un investissement dans la formation pour renouer avec des savoir-faire perdus au cours du temps en particulier pour des raisons politiques. A ce titre, la situation actuelle de la corrosion sous contrainte est illustrative d’un manque d’anticipation à la fois de l’exploitant, mais également des Pouvoirs Publics, face à des risques de défauts génériques. Elle ne doit pas se renouveler à l’avenir, l’entretien d’une compétence industrielle de premier ordre de la part d’EDF, va de pair avec le nouveau programme à engager.
Pour les énergies renouvelables, le renforcement de la filière européenne existante passe par de nouvelles contraintes réglementaires d’importation (notamment pour les panneaux photovoltaïques chinois). Forte de ses caractéristiques géographiques avantageuses, la France qui bénéficie d’un ensoleillement important au sud pour le PV et de larges zones côtières pour l’intégration de champs d’éoliennes offshore, doit faire face comme tous les pays du monde à l’intermittence de ces productions renouvelables.

Or même si certains affichent le 100 % renouvelable comme un scénario possible, nous préférons rester raisonnables et pragmatiques, et plutôt miser sur un mix électrique diversifié s’appuyant sur le nucléaire, l’hydraulique, le PV et l’éolien pour sécuriser l’approvisionnement et conserver des coûts absorbables pour offrir des prix accessibles à tous.

L’hiver 2022 a en effet mis en évidence l’absolue nécessité de productions conventionnelles dans le mix européen, les ENR ne peuvent couvrir à elles-seules les besoins de l’activité économique. Avec la faible disponibilité du parc nucléaire, les prix se sont d’ailleurs envolés dans des proportions jamais atteintes. Cette expérience doit servir à nos partenaires européens pour retrouver le chemin de la sagesse et accepter de doper l’investissement dans les productions pilotables décarbonées, dont le nucléaire. En parallèle, le développement local de systèmes de transfert d’énergie par pompage, le renforcement de l’interconnexion du réseau électrique européen, les investissements dans les réseaux – notamment de distribution – pour accueillir les ENR et les infrastructures de recharges de véhicules électriques et demain le stockage , sont les principaux défis pour la transition vers les réseaux intelligents ou smart grids. . La biomasse et le biogaz sont enfin des solutions à convoquer quand l’électrification des usages ne sera pas possible, les volumes resteront néanmoins réduits et se résoudront donc pas tout. Aussi, nous devons rester mesurés sur les perspectives annoncées dans la SNBC de 550 TWh de biomasse solide ou liquide qui apparaissent peu réalistes.

La forte croissance prévue de la production d’électricité renouvelable rendra nécessaire la réalisation d’un programme de construction d’infrastructures énergétiques de grande ampleur (centrales éoliennes et solaires, batteries, lignes électriques, etc.). Elle supposera un approvisionnement important et sécurisé en « matériaux critiques » (terres rares, lithium, cobalt, graphite, cuivre, platinoïdes …) des industries qui en seront chargées. Une politique minière et de leur recyclage sera indispensable.

Nous appelons également à lutter contre toute tentative de mise en concurrence des concessions hydrauliques actuelles, c’est un non-sens et nous saluons la gauche pour ses prises de position claires sur le sujet. La nationalisation d’EDF peut-elle être une solution face à l’UE pour éviter que le sujet ne revienne sur la table des négociations européennes ? Quid des autres exploitants hydrauliques (ENGIE, la CNR…), faut-il également installer leurs productions hydrauliques dans une loi de nationalisation ?

Nous souhaitons enfin renvoyer un signal d’alarme sur la politique énergétique allemande (« energiewende » ou tournant énergétique). Au-delà d’un bilan climatique en demi-teinte, sans réel consensus à l’échelle européenne, les contraintes de fluctuation de production électrique allemande supportées par les voisins seront de plus en plus délicates à gérer dans les années à venir, et malgré les interconnexions, la stabilité du système électrique européen peut être durablement fragilisée, l’Allemagne ne peut plus avancer isolément sur ces questions. La réforme du « market design » discutée actuellement en Europe doit absolument faire valoir la position française sur ces questions.

La transition énergique a un coût qu’il faudra financer.

La transition énergétique coûtera très cher. Il n’est pas sûr qu’on le dise clairement aux citoyens. Les acteurs économiques français devront investir environ 2 points de PIB par an dans cette transition (soit 50 milliards d’euros). Pour bien faire, il faudrait sans doute passer à 4 %, soit un investissement de l’ordre de 100 milliards d’euros par an pendant 20 ans, pour « verdir » l’énergie, défossiliser l’industrie, rénover l’habitat…

La nécessaire évolution des marchés de l’électricité

L’hiver 2022 a démontré les limites du marché de l’électricité : régulation fragile pour financer l’investissement dans la production pilotable, sécurité d’approvisionnement défaillante, hausse conséquente des émissions du carbone… et des prix sensiblement haussiers sur les marchés court terme (>1000€/MWh à l’été 2022, pour un prix d’équilibre moyen avant crise de l’ordre de 70€/MWh) avec un impact direct sur les consommateurs. Le prix de gros journalier de l’électricité est fixé selon le principe de la tarification au coût marginal, c’est-à-dire le dernier kWh produit. Classiquement ce sont les centrales émettrices (gaz notamment), qui sont les dernières appelées dans l’ordre de mérite.

Les excédents de production existants dans les années 2000 qui ont permis à ce marché au jour le jour de fonctionner « correctement », ont aujourd’hui disparu faute d’investissements de production suffisants, exposant la France et l’ensemble de l’Europe a des risques de black-out inacceptables pour les populations et l’économie.
Une évolution des marchés de l’électricité tendant à prendre en compte ces réalités et les risques à venir se révèlent, pourtant, indispensable. La réforme du marché doit en particulier à favoriser l’investissement dans les productions pilotables sur le long terme, ce que le marché actuel – dit marché de gros – ne permet pas. La concurrence doit jouer sur les coûts d’investissement rapportés à la disponibilité des puissances dans la durée et non sur les seuls coûts du seul « kWh » à court terme.

La France doit par conséquent faire valoir ses intérêts à l’échelle européenne pour permettre une juste rémunération des productions à faibles coûts variables décarbonés (ENR, nucléaire). Les dispositions actuelles existantes dans le cadre des contrats long terme pour les productions renouvelables doivent être ouvertes aux productions pilotables décarbonées (par l’intermédiaire de « PPA power purchase agreements » ou de « CfD Contract for Difference ») pour stabiliser les prix d’achat pour les fournisseurs d’électricité et les revenus pour les producteurs.

L’intégration au marché de ces contrats long terme doit passer par une combinatoire associant PPA ou CfD d’une part, et prix de marché d’autre part (pour les centrales à forts coûts variables – centrales gaz par exemple).

Cette proposition aurait ainsi le mérite d’assurer une plus grande stabilité des prix, limiter la volatilité des prix, refléter davantage les coûts de production, mais également celui de précipiter notre sortie du charbon – centrales trop chères –, en conservant le gaz pour la stabilité du système électrique et en redonnant au nucléaire une place forte « en base » pour soutenir la compétitivité et une moindre volatilité pour les ménages, les professionnels et les industriels, en particulier les électro-intensifs.

Par ailleurs, concernant les prix pour les consommateurs, et plus particulièrement pour les ménages, nous appelons à conserver les tarifs réglementés de vente, tout en évitant les « sparadraps », comme les boucliers tarifaires, qui ne font qu’accroitre des couches de régulation sans traiter l’origine même du problème d’un volume bien trop faible de productions pilotables ayant des incidences sur la facture des français, problème lié au « design » du marché actuel !

Enfin, l’ARENH a non seulement placé EDF dans une situation financière inacceptable, mais encore obéré les capacités d’investissement dans les énergies pilotables décarbonées pour ses concurrents. Nous appelons à une sortie rapide et définitive, telle que prévue en 2025. Et il convient que les concurrents d’EDF s’engagent plus résolument dans des investissements de production comme l’ARENH le prévoyait initialement.

Faudra-t-il alors accepter d’ouvrir la production nucléaire à la concurrence ? C’est probable, en particulier pour les SMR ; mais il sera alors nécessaire de veiller à ce que les nouvelles constructions de groupes nucléaires respectent les injonctions de la Commission Nationale de l’énergie (CRE) et les contraintes de Service Public portées par RTE (stabilité du système électrique, interconnexions…) et qu’elles soient de préférence confiées à l’industrie européenne et non aux constructeurs chinois, voire américains.
Ces propositions permettront, d’une part, de pérenniser la rente du nucléaire fonctionnel existant et, d’autre part, de participer au financement du nouveau nucléaire, et à l’évolution du système électrique (soutien au renouvelable, mécanismes d’incitation ou d’effacement de consommation, développement des interconnexions…).

L’évolution des marchés gaziers

La mise en oeuvre des directives successives sur l’ouverture du marché du gaz a abouti, comme dans le cas de l’électricité, à ce qu’un marché court terme, qui ne sert à la plupart des grands acteurs qu’à équilibrer leurs positions à la marge, devienne le prix directeur de la très grande majorité des approvisionnements gaziers de l’Europe.
L’organisation d’un marché alternatif pourrait s’inspirer de principes similaires à ceux proposés pour le marché de l’électricité :
Le biogaz serait acheté à un prix à long terme rendant sa production (à partir de la biomasse agricole, forestière, de déchets et CIVE) raisonnablement attractive, dans la cadre de « Contracts for Difference » – CfD. (Rappelons que le biogaz est compétitif),
Des fournisseurs seraient autorisés, voire incités, à s’approvisionner pour une part substantielle des besoins du marché européen (jusqu’à 40%) à des prix indexés sur Henderfindahi-Hischman ou sur les produits pétroliers et à bénéficier pour cela de CfD,
Seules les quantités résiduelles seraient indexées sur des marché gaz-gaz court terme (TTF, ou NBP, ou PEG…)
De la sorte, comme dans le cas du marché de l’électricité, le prix marginal de marché ne serait plus directeur que pour la moitié environ du gaz consommé en Europe, le reste étant soit à prix fixe (Biométhane), soit à des prix indexés sur d’autres index (Brent, HH).

L’évolution de la fiscalité

Il est indispensable de revoir en profondeur la fiscalité de l’énergie, en renforçant la fiscalité carbone dès aujourd’hui. Le consensus pour installer un prix objectif du carbone existe chez les économistes, mais il ne peut être mis en place sans réduire les autres taxes existantes.
L’empreinte carbone – en tendance haussière à cause des importations – doit guider les réflexions européennes pour faire émerger une référence unique du carbone afin de favoriser l’émergence d’un marché compétitif et liquide au sein de l’UE, à travers une évolution en profondeur du SEQE. [Nota : La valeur de l’action pour le climat est à 250€/t de CO2].
Aussi, la taxation du carbone doit préférentiellement être portée par l’émetteur – et non uniquement par le consommateur. C’est aux producteurs d’électricité, aux constructeurs de voitures, d’avions, etc. de supporter au maximum cette fiscalité efficace et vectrice d’une plus grande justice sociale.
Elle limitera potentiellement les phénomènes de contestation sociale, comme les « Gilets jaunes », à condition d’engager une redistribution adaptée (chèque énergie par exemple) sur le plan social, en faveur des plus pauvres pour qui la transition énergétique sera sinon synonyme d’exclusion et non d’équité.

La réallocation des rentes dégagées sera tout aussi nécessaire dans l’industrie pour prévenir une délocalisation des activités les plus émettrices, à condition que ces dernières s’engagent expressément dans des stratégies bas carbone. L’opportunité de chacune de ces mesures doit être évaluée au regard du niveau de coût à la tonne de CO2 évitée.

Enfin, il conviendra d’astreindre les institutions financières à soutenir les actifs dans les productions et les actions de décarbonation, et a contrario pénaliser les investissements dans les activités fortement émettrices de gaz à effet de serre.

L’implication citoyenne, comme celle des entreprises, pourrait alors davantage être facilitée ; l’adhésion collective se retrouverait en effet moins distante d’une politique « étatique », souvent perçue comme éloignée des préoccupations des plus fragiles « à boucler les fins de mois ».

La gouvernance mondiale à plusieurs niveaux

Une politique énergétique à dimension européenne

Malgré les divergences existantes entre États-Membres, la dimension européenne de la transition énergétique est évidemment essentielle. Plus de 75 % de la consommation primaire de l’Europe est encore fossile. L’évolution des mix énergétiques relevant des politiques nationales, leurs conséquences créent des interdépendances entre États-Membres toujours plus fortes (interconnexions, tarification de l’énergie, etc.).
Nous approuvons à cet égard le renforcement du système d’échanges de quotas d’émissions (UE-SEQE) et ses perspectives de généralisation par le paquet législatif « Fit for 55) en cours d’adoption. Mais nous appelons à la vigilance concernant la taxonomie et le traitement du nucléaire ainsi que la définition de l’hydrogène « vert » qui ne doit être que décarboné et non réservé aux seules productions d’EnR.

Les décisions isolées de certains pays ont encore moins de sens après l’électrochoc de l’hiver 2022. L’émergence de consensus s’impose, l’UE gagnerait ainsi à se doter d’une politique commune autour :

• D’une stratégie industrielle européenne pour asseoir la souveraineté autour des matières premières, et minerais, et pour renforcer les constructions de filières de bout en bout (nucléaire, photovoltaïque…)
• De politiques de concurrence et la convergence des aides étatiques pour les renouvelables et les électro-intensifs afin d’éviter un dumping à l’intérieur de l’Europe,
• D’une refonte en profondeur des cadres réglementaires, et des marchés de l’énergie (voir paragraphe précédent) pour assurer une tarification efficace de l’énergie,
• D’une R&D et d’une innovation européenne pour accélérer la transition en mutualisant les moyens
• D’une solidarité beaucoup plus affirmée en cas de crise (l’approvisionnement en masques pendant la crise COVID montre par exemple la difficulté de parler d’une seule voix à l’échelle internationale),
• De la cessation des initiatives solitaires – comme ce fut le cas de l’Allemagne des premières discussions bilatérales avec la Russie autour de Nord Stream 1 dans les années 1990, ou lors de la sortie du nucléaire de l’Allemagne en avril 2023 par exemple – et en coordonnant les décisions structurantes des politiques énergétiques nationales.

Les accords internationaux sur le climat

L’articulation des accords internationaux sur le climat (COP) avec les politiques européennes et nationales reste insuffisante.
Si l’accord de Paris (COP21) a installé un nouveau cadre « universel et convergent », des oppositions et des réserves ont depuis vu le jour. C’est le cas des États-Unis, qui ont fait le choix d’en sortir après l’élection de D. Trump. L’échec relatif des COP qui ont suivi montre que le chemin du consensus international sera difficile.

Nous pensons néanmoins que les pays industrialisés, à l’origine depuis plus d’un siècle du CO2 accumulé dans l’atmosphère, doivent assumer leurs responsabilités à l’égard des économies émergentes qui souffrent aujourd’hui d’un réchauffement planétaire dont ils ne sont nullement à l’origine.

Nous pensons ainsi qu’il est indispensable de rendre contraignants les accords sur le climat. C’est pourquoi nous soutenons l’UE dans son choix de maintenir « comme direction » l’ambition de Paris, en ne confisquant pas pour autant la croissance aux économies occidentales, et au contraire en étant solidaires des économies émergentes, et en astreignant de facto le niveau de contribution des nations les moins exemplaires et à fort PIB/habitant. Il conviendra néanmoins d’être attentifs à ce que la contrainte exercée par le positionnement de l’UE ne conduise pas à détruire des emplois dans les grandes industries européennes (automobiles, aéronautiques…), pour la remplacer par des importations, dont le bilan carbone pourrait ne pas être favorable.

A cet égard, le projet de taxe carbone aux frontières pourrait y remédier. Encore faudra-t-il qu’il ne soit pas simplement protectionniste mais que, d’une part, son produit soit reversé aux pays émergents dont les biens taxés seraient originaires, d’autre part, qu’il incite les régions industrialisées exportatrices vers l’UE d’adopter un dispositif équivalent au SEQE de l’UE.

Groupe de travail du Lab de la social-démocratie

Rapporteur : Matthieu TERENTI

Autres rédacteurs et contributeurs : Dominique GRAND, Marc FONTECAVE, Quentin MOLINER, Pierre PAPON, Jacques ROGER-MARCHART

Relecteurs : Olivier APPERT, Benoît COGNE, Jean-Pierre FAVENEC, Guillaume GAULIER, Didier HOLLEAUX, Bernard TARDIEU

Sous la présence de Michel DESTOT

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[1] Nous pensons notamment aux lotissements de maisons individuelles construites à bas prix, véritables passoires thermiques qui pourraient avantageusement être remplacées par de petits collectifs thermiquement isolés.

En Espagne et au Portugal, le déploiement rapide des énergies renouvelables est aujourd’hui menacé par le manque de cohérence entre la volonté politique d’une part, l’appétit des investisseurs et la réalité du marché d’autre part. Pour mener à bien la transition énergétique de la Péninsule, il est primordial que les gouvernements établissent des trajectoires réalistes de manière à limiter ces incohérences, car elles pourraient démobiliser les investisseurs en infrastructures solaires, éoliennes ou de stockage, pour qui l’absence de garanties de revenus est de plus en plus préoccupante ; ou encore décrédibiliser les décideurs politiques à cause de l’absence de résultats.

Dans le jeu européen, le gouvernement espagnol actuel se range plutôt du côté des anti-nucléaires, à contre-courant de l’évolution de l’opinion et de la réalité technique et économique : il serait souhaitable que le gouvernement se penche à nouveau sur le futur du nucléaire pour envisager la prolongation de la vie des réacteurs actuels, ou du moins pour proposer un calendrier d’abandon plus réaliste accompagné de mesures concrètes qui permettent de limiter les incertitudes pour les acteurs du secteur – car ces incertitudes sont un frein à la transition.

Le renforcement de l’interconnexion électrique entre la France et la Péninsule Ibérique est indispensable à une décarbonation optimale de leurs économies : il est crucial que les gouvernements français et espagnol créent les conditions qui permettront que l’accroissement de la capacité d’interconnexion électrique entre les deux pays devienne une priorité, en favorisant les discussions – et les accords – politiques et la coopération entre les opérateurs de réseaux de part et d’autre des Pyrénées. Car une Péninsule Ibérique très connectée avec la France permettra de créer, à long-terme, un espace de marché électrique unique dans lequel d’immenses capacités renouvelables et un grand parc nucléaire offriraient une énergie décarbonée et compétitive à plus de 120 millions de citoyens et à leurs entreprises.

Il existe en Espagne – comme au Portugal – un risque de bulle autour de l’hydrogène renouvelable à laquelle le gouvernement participe à sa façon en appuyant un scénario très optimiste de développement d’hydrogène propre. De plus, ce projet-pays, qui veut faire de l’Espagne un leader de l’hydrogène renouvelable qui l’exporterait vers la France et l’Europe du Nord, se heurte aux efforts français pour imposer à l’Europe l’hydrogène « rose » (produit à partir d’électricité nucléaire) comme vecteur de décarbonation, au même titre que l’hydrogène renouvelable. En effet, l’Espagne voit dans cet hydrogène rose un frein à ses ambitions car plus la France produit d’hydrogène décarboné, moins l’Espagne pourra exporter le sien.

Dorian de Kermadec

Temps de lecture : 24 minutes

Alors que la prise de conscience globale au sujet du réchauffement climatique a convaincu la plupart des nations du monde d’inscrire la transition énergétique et la décarbonation de l’économie parmi leurs priorités, l’Espagne affiche des ambitions très fortes pour accélérer sa transition et se positionner comme un leader des nouvelles énergies propres, en mettant en avant des atouts évidents : des ressources renouvelables (irradiation solaire, vents) exceptionnelles et un secteur de l’énergie national précurseur en matière d’énergies renouvelables, avec des champions nationaux qui sont devenus des références mondiales, en particulier Iberdrola qui a développé depuis plus de 20 ans une stratégie agressive autour des renouvelables et de l’électrification et qui est le modèle que beaucoup (y compris en France) voudraient copier.

Le gouvernement de gauche au pouvoir depuis 2019, formé autour du Parti Socialiste Ouvrier Espagnol (PSOE) avec Pedro Sánchez à sa tête, a très clairement identifié les enjeux de cette transition écologique/énergétique en donnant un rôle majeur au nouveau Ministère pour la Transition Écologique et le Défi Démographique (le Miteco) et à la ministre en charge, Teresa Ribera.
Une des premières missions du Miteco a été de rédiger et proposer en 2020 le Plan National Intégré Énergie-Climat 2030 (PNIEC) espagnol (comme tous les pays membres de l’UE, selon les termes du Règlement 2018/1999 du Parlement et du Conseil de l’Europe), et de proposer en juin 2023 une actualisation de ce plan.

Il ne fait aucun doute que le plan imaginé par le gouvernement espagnol – plan qui ne devrait pas changer significativement avec le prochain gouvernement qui naîtra des accords entre partis suite aux élections générales de juillet 2023 – est ambitieux et cherche à montrer une voie accélérée pour la décarbonation de l’Espagne, en accord avec la politique européenne ; mais de nombreux experts et analystes l’ont critiqué pour être irréaliste. Et effectivement, sur un certain nombre de sujets cruciaux pour la transition énergétique de l’Espagne, le PNIEC élaboré en 2020 et sa mise à jour de 2023 proposent un scénario peu crédible (certains experts parlent de « science-fiction »), très éloigné de ce que le secteur serait en mesure mettre en oeuvre ; ce qui crée inévitablement une certaine confusion et aussi de la défiance à l’égard du gouvernement quant à sa capacité à créer les outils réglementaires nécessaires pour avancer vers une économie « net zéro ».

Sans entrer dans les détails du PNIEC espagnol, nous partageons dans cette note quelques commentaires à propos des principales incohérences entre la vision politique et la réalité technique et économique du secteur concernant ceux qui sont les « hot topics » de la transition espagnole vue depuis la France :

• Le déploiement massif de nouvelles capacités renouvelables ;
• L’arrêt progressif du parc nucléaire espagnol ;
• Les interconnexions électriques avec la France ;
• La création d’un secteur espagnol de l’hydrogène renouvelable.

Nous discuterons enfin brièvement de la situation au Portugal, assez comparable à celle de son voisin, même si l’absence de centrale nucléaire et un isolement géographique plus prononcé créent un contexte différent.

Le déploiement renouvelable en Espagne : comment créer les conditions pour l’entrée massive de nouvelles capacités en évitant la surchauffe ?

L’Espagne bénéficie de zones venteuses et d’une irradiation solaire exceptionnelle sur une grande partie de son territoire, et à ce titre peut prétendre à devenir le premier producteur d’énergie solaire en Europe. L’organisation territoriale de l’Espagne – où dans de nombreuses régions la population est concentrée dans des noyaux urbains, laissant de vastes espaces naturels inoccupés et souvent semi-désertiques ou désertiques – se prête mieux au déploiement de grandes infrastructures renouvelables que celle d’autres pays comme la France.

Les gouvernements successifs l’ont bien compris, et depuis longtemps l’appui politique à l’installation massive de panneaux solaires et de parcs éoliens a été fort, y compris dans les années 2000 quand ces technologies étaient bien plus chères qu’aujourd’hui. Les développeurs de projets ont pu bénéficier d’aides publiques très importantes pour développer les premiers parcs, faisant de l’Espagne le nº1 mondial de l’installation de panneaux solaires durant quelques années.

Alors que la capacité solaire installée s’est stabilisée autour de 5 GW dans la décennie 2010 (principalement à cause de l’arrêt des investissements suite à la crise financière de 2008), la baisse rapide des coûts de la technologie et l’attrait des investisseurs pour l’Espagne a fait qu’à partir de 2019 l’inauguration de nouvelles fermes solaires s’est accélérée pour atteindre un total de 8 GW installés fin 2019, et près de 25 GW fin 2022 (en prenant en compte les fermes à grande échelle mais aussi l’énergie solaire distribuée). Et ceci alors que la capacité éolienne installée est proche de 30 GW, qu’il y a 7 GW de réacteurs nucléaires, 20 GW de capacité hydraulique et 26 GW de cycles combinés au gaz naturel (CCGT).

Sachant qu’en Espagne la demande d’électricité en pointe se situe généralement entre 30 et 35 GW (le record de demande en 2022 a été de 38 GW), on comprend que le système espagnol bénéficie d’une surcapacité qui, si elle apporte une sécurité d’approvisionnement évidente, peut aussi mettre en danger la viabilité économique des unités de production. En effet, dans un marché électrique marginaliste, le prix de l’énergie est fixé par l’offre de la dernière unité nécessaire pour satisfaire la demande. Et quand toute la demande peut être satisfaite par des unités de génération non flexibles (solaires, éoliennes et nucléaires[1]) qui offrent à un prix proche de zéro lorsque le marché est excédentaire, ce qui ne fait pas les affaires des générateurs.

Et c’est bien ce que l’on observe de plus en plus fréquemment depuis fin 2022 : alors que la demande d’électricité reste à des niveaux comparables à ceux des années précédentes (les effets tant espérés de l’électrification de l’économie, notamment via le déploiement des véhicules électriques, des pompes à chaleurs pour les bâtiments ou de la production d’hydrogène renouvelable, tardent à se faire sentir), l’accélération de l’installation de panneaux solaires crée une situation où, de plus en plus souvent, les prix de l’électricité sont très bas en journée (typiquement au-dessous de 15 €/MWh), ce qui pénalise directement les producteurs d’électricité opérant des unités non flexibles. À cela s’ajoute des « curtailments » techniques[2] de plus en plus fréquents.

Malgré cette situation de marché préoccupante pour les acteurs du secteur, il semblerait que de nombreux investisseurs aient maintenu leur décision de démarrer en masse de nouvelles capacités solaires dans les prochaines années (les experts prévoient autour de 5 GW additionnels en 2023, et à nouveau 3 à 5 GW en 2024), ce qui ne peut qu’aggraver la situation actuelle car sans croissance de la demande, il est probable que la surcapacité solaire engendrera de nombreuses heures à prix zéro et un risque économique croissant.

Si des investisseurs ont pris la décision discutable de déployer de nouvelles capacités solaires malgré un panorama peu engageant (i.e. des prévisions de prix capturé[3] très basses), c’est peut-être par méconnaissance de la situation, mais c’est aussi parce que le gouvernement, dans le PNIEC livré à la Commission Européenne en 2020 mais surtout dans sa révision de 2023, donne une vision extrêmement optimiste de la capacité renouvelable devant être installée, puisque l’objectif affiché est aujourd’hui de 76 GW de solaire en 2030 (contre 25 GW aujourd’hui). Cet objectif correspond à (i) une prévision d’augmentation de la demande importante, (ii) une réduction de la capacité nucléaire (cf. section suivante) mais aussi (iii) à la mise en place de nombreux mécanismes permettant à cette capacité de s’intégrer au système, en particulier à travers des mesures visant à flexibiliser la demande, à développer des capacités importantes de stockage électrique (batteries et hydro réversible) et en investissant massivement dans les réseaux de transport électrique qui permettront l’intégration de ces nouvelles capacités.

Concernant l’augmentation de la demande due à l’accroissement de l’électrification de l’économie et au développement de l’hydrogène, il ne fait aucun doute que cela devrait arriver… mais peut-être pas aussi vite que ce que prévoit le gouvernement.

Nous discuterons de la réduction de la capacité nucléaire dans la section suivante.

Et pour ce qui est de la mise en place des mécanismes qui permettent de rendre possible l’intégration d’un tel volume de capacité solaire additionnelle, la majorité des experts sont d’accord pour dire qu’il est hautement improbable que les infrastructures nécessaires (le stockage d’énergie pour répartir l’énergie solaire produite en journée, les nouvelles lignes de transport électriques, etc.) soient prêtes pour intégrer 73 GW de capacité solaire d’ici à 2030. En effet, le temps de développement de projets de cette envergure (études, décision d’investissement, achats et construction) ne le permettra pas.

De plus, le phénomène “not in my backyard” autour des installations renouvelables, qui avait épargné décideurs politiques et investisseurs en Espagne jusqu’à récemment, prend une ampleur nouvelle. Les méga fermes solaires occupant 1000 ha (comme le projet Nuñez de Balboa en Estrémadure, ou le projet Mula dans la région de Murcie) seront de plus en plus difficiles à développer… et les deux films espagnols les plus remarqués de 2022, As Bestas et Alcarràs, ont pour toile de fond les problèmes liés à l’emprise des installations renouvelables dans les paysages ruraux espagnols.

→ Il existe donc en Espagne un risque important autour des objectifs de déploiement des énergies renouvelables, lié au manque de cohérence entre la volonté politique d’une part et l’appétit des investisseurs et la réalité du marché d’autre part. Pour mener à bien la transition énergétique dans les années/décennies qui viennent, il est primordial de réduire ces incohérences, car elles pourraient être la source de nombreux problèmes qui pourraient compromettre le processus : par exemple en démobilisant les investisseurs pour qui l’absence de garanties de revenus est de plus en plus préoccupante, ou en décrédibilisant les décideurs politiques à cause de l’absence de résultats – ce qui pourrait faire le jeu des partis pour qui cette transition n’est pas une priorité. Le gouvernement espagnol doit donc travailler à corriger ces incohérences, en définissant une trajectoire réaliste et en mettant rapidement en place les mécanismes régulatoires qui permettront de la réaliser.

L’arrêt échelonné du nucléaire en Espagne entre 2025 et 2037 : un changement de position du gouvernement souhaitable pour le salut de la transition

À sa prise de fonction en 2019, le gouvernement espagnol de Pedro Sánchez a pris l’engagement de réduire graduellement la capacité de production nucléaire de l’Espagne à partir de 2027, en visant un arrêt définitif de la dernière tranche en 2035.

Alors qu’en France les arguments anti-nucléaires sont généralement portés par un courant écologiste « vieille école », qui depuis les années 1970 porte une vision catastrophiste du nucléaire civil qui représenterait un risque insoutenable pour la société et pour l’environnement – et qui serait indissociable du nucléaire militaire en favorisant la prolifération d’armes atomiques –, en Espagne la situation est différente. Si le gouvernement actuel a pris cet engagement, c’est parce qu’il existe une vision partagée par certains partis politiques (plutôt classés à gauche) et par certains acteurs du secteur (des entreprises, des investisseurs, ou certains consultants) selon laquelle en Espagne les énergies renouvelables peuvent tout, et qu’il n’est pas nécessaire de maintenir en activité des réacteurs nucléaires qui sont chers et qui présentent un risque pour la santé publique.

En effet, selon les détracteurs espagnols de l’énergie nucléaire, les abondantes ressources renouvelables dont le pays bénéficie, associées au coût toujours plus compétitif des technologies renouvelables (solaire et éolien principalement), font que le nucléaire sera vite économiquement obsolète. D’où la vision du gouvernement.

Or, ces dernières années ont vu un revirement important de l’opinion en Europe concernant le nucléaire civil. Ceci est en grande partie dû à la prise de conscience générale sur la nécessité de réduire les émissions des gaz à effet de serre, faisant du nucléaire une partie de la solution. Ce cheminement de pensée s’observe aussi à Bruxelles, où le nucléaire était au départ exclu des plans de décarbonation (sous la pression des États Membres qui n’avaient pas de réacteurs, ou de ceux qui avaient prévu de sortir du nucléaire comme l’Allemagne) ; mais le nucléaire revient petit à petit en grâce dans les textes de l’UE, parce que c’est effectivement une énergie décarbonée, mais aussi parce que de plus en plus de décideurs ont acquis la conviction que sans le nucléaire il est impossible de s’approcher de l’objectif « net zéro » en 2050.

Les arguments raisonnables/raisonnés en faveur du nucléaire sont multiples, on peut citer par exemple :

• Le risque lié à la gestion des déchets, confinés et en petite quantité, n’est pas un risque majeur, et dans tous les cas il n’est pas plus important que le risque lié aux émissions de CO2 (qui lui n’est pas confiné) qui résulteraient de la combustion de gaz naturel dans les cycles combinés qui devront fonctionner pour pallier l’intermittence des renouvelables en l’absence du « baseload » nucléaire ;
• S’il est vrai qu’un MWh nucléaire coûte bien plus cher à produire qu’un MWh solaire ou éolien, cet argument ne vaut pas à l’échelle d’un système entier. Car en l’absence d’une tranche nucléaire produisant en « baseload », il faudrait pour la remplacer installer non seulement des renouvelables d’une capacité égale ou supérieure (probablement bien supérieure pour pallier les fluctuations d’ensoleillement ou de vent) mais aussi des systèmes de stockage à grande échelle permettant de stocker l’énergie renouvelable et la restituer en fonction de la demande (y compris la nuit et en l’absence de vent) ainsi que des lignes de transport électrique permettant d’intégrer toutes ces nouvelles installations renouvelables au système. Le résultat est que remplacer des tranches nucléaires par des renouvelables est finalement bien plus onéreux pour l’économie, malgré la compétitivité évidente des technologies renouvelables ;
• Pour finir, à l’heure où se pose la question de l’accès aux ressources (en particulier aux minéraux) nécessaires à la transition, il est important de noter que les renouvelables sont bien plus intensifs en matériaux par MWh produit que le nucléaire civil.

De plus, il semble que le gouvernement espagnol n’ait pris aucune mesure concrète (ajustement de l’approvisionnement en combustible à long-terme, financement du démantèlement des réacteurs) pour mettre en marche le plan de déconnexion des réacteurs espagnols à partir de 2027.

Pour toutes ces raisons, peu d’analystes du secteur trouvent crédible le plan du gouvernement, et beaucoup pensent – au vu des points cités ci-dessus et du revirement d’opinion en faveur du nucléaire – que le plan sera significativement retardé, et sûrement totalement révisé en cas d’alternance politique, si une telle alternance intervenait avant l’implémentation concrète du plan actuel. En effet, le Parti Populaire Espagnol (PP), qui est la principale force d’opposition au gouvernement actuel[4], se démarque du gouvernement en proposant dans son programme une extension de la vie des réacteurs espagnols ; il s’agit d’ailleurs de la principale (unique ?) différence significative entre les programmes des deux principaux partis PSOE et PP en ce qui concerne la politique énergétique.

Si Pedro Sánchez et la plateforme de gauche au pouvoir depuis 2019 se maintiennent au gouvernement pour les quatre prochaines années (scénario le plus probable à ce jour après les élections générales de juillet 2023), il est possible que les deux réacteurs de la centrale d’Almaraz (1 GW chacun) soient stoppés avant la fin de la décennie. Le Parti Populaire pourra difficilement empêcher cette initiative depuis l’opposition, et du côté des entreprises il n’y a pas de soutien très explicite à l’énergie nucléaire. En effet, Iberdrola et Endesa (le second contrôlé par l’italien Enel), les deux principaux opérateurs du parc nucléaire espagnol, sont conscients que les bénéfices économiques d’une technologie qui est par essence politique (de par son coût, ses risques et le temps long des décisions qui lui correspondent) ne peuvent être garantis que par des mécanismes de rétribution fixés par le gouvernement. Il s’agit donc d’un risque régulatoire sans doute difficile à gérer, et donc peu attrayant. Malgré tout, si Iberdrola peut envisager de vivre sans son parc nucléaire espagnol grâce à son immense capacité de production renouvelable (en particulier hydraulique), sans ses centrales Endesa pourrait se retrouver dans une situation moins enviable car l’équilibre production-demande de son portefeuille serait très affecté ; en d’autres termes, Endesa pourrait être plus favorable qu’Iberdrola à une politique d’extension de la vie du parc nucléaire espagnol.

→ Dans le jeu européen, le gouvernement espagnol actuel se rangerait donc plutôt du côté des « anti » (i.e. dans le camp de l’Allemagne), quand il s’agit de l’énergie nucléaire, à contre-courant de l’évolution de l’opinion et de la réalité technique et économique qui s’impose avec l’effort de décarbonation. Il serait raisonnable – et souhaitable – que le gouvernement se penche à nouveau sur ses objectifs concernant le futur du nucléaire en Espagne. Il pourrait s’agir de revoir radicalement sa position sur le nucléaire en envisageant une extension de la vie des réacteurs actuels pour faciliter la transition ; ou alors de rester sur la même ligne, mais en proposant un calendrier d’abandon plus réaliste accompagné de mesures concrètes qui permettent de limiter les incertitudes pour les acteurs du secteur, car ces incertitudes sont un frein à la transition.

Les interconnexions électriques avec la France : de vraies avancées politiques, mais des objectifs difficilement tenables

Les interconnexions électriques entre pays membres de l’UE sont considérées par tous les experts comme un élément fondamental pour la réussite de la transition énergétique de l’Union. Il s’agit en effet d’éviter la surinstallation de capacités renouvelables, en « partageant » les capacités installées. L’interconnexion entre la France et l’Espagne est un cas d’école : vue d’Espagne, elle permet d’exporter vers la France un excès d’énergie solaire produite en journée (excès qui peut déjà être observé) et donc de mieux la valoriser, et d’importer la nuit un possible excès de production nucléaire française décarbonée.

Le groupe de conseil AFRY et Iberdrola ont réalisé entre 2020 et 2021 une étude approfondie qui visait à modéliser le chemin économiquement optimal pour la décarbonation totale du secteur de l’énergie européen en 2050. En ce qui concerne les interconnexions, le rapport public de cette étude[5] concluait qu’il faudrait presque tripler les interconnexions existantes en Europe pour une décarbonation optimale ; c’est aussi vrai pour l’Espagne, qui devrait passer de 6 GW d’interconnexions actuelles avec la France et le Portugal à 17,5 GW en 2050, la capacité additionnelle (+11,5 GW) devant être presque totalement construite avec la France.

L’accroissement de la capacité d’interconnexion électrique entre la France et l’Espagne est donc indispensable, mais comme tout projet d’interconnexion il est rendu complexe par la dimension politique qui lui correspond, mais aussi par le défi technique qu’il représente.

La dimension politique tient au fait qu’il y a des coûts importants à partager de part et d’autre de la frontière[6], et qui doivent être soigneusement évalués car bien évidemment la valeur économique d’une interconnexion n’est jamais la même pour les deux parties. Mais elle tient aussi au fait que les intérêts ne sont pas les mêmes en France et en Espagne : par exemple, il est peu probable que les développeurs solaires français soient favorables à une interconnexion massive avec l’Espagne, car elle réduirait la valeur de leurs projets ; de la même manière, les opérateurs de centrales au gaz en Espagne ne verront pas d’un bon oeil que l’on puisse augmenter l’importation d’énergie nucléaire française pendant la nuit, car cela réduira l’opération de leurs centrales. A cela il faut ajouter l’impact environnemental de ce type d’infrastructures, qui sera l’objet de plus ou moins de résistance dans chaque pays. En somme, un projet d’interconnexion peut mobiliser de nombreux groupes d’intérêt très divers dans chaque pays, qui auront plus ou moins de poids dans les décisions de leurs gouvernements respectifs.

Quant au défi technique, il est lié au fait qu’il s’agit d’infrastructures à grande échelle, qui peuvent rencontrer des difficultés sérieuses pendant leur construction (en zone montagneuse, ou offshore dans le cas du projet Golfe de Gascogne), mais aussi plus récemment des difficultés liées à l’approvisionnement des matériels nécessaires : en effet, l’accès aux câbles électriques et aux transformateurs (nécessaires à la construction d’une interconnexion) devient de plus en plus complexe car la transition énergétique à l’échelle globale fait que les carnets de commande des fabricants sont remplis pour de nombreuses années.

Dans le cas précis du projet d’accroissement de l’interconnexion France-Espagne pour atteindre les 5 GW (projet Golfe de Gascogne), il semblerait que le volet politique ait abouti récemment, car un accord a été annoncé en mars 2023 sur la répartition des coûts du projet (54% pour l’Espagne et 46% pour la France), et ce après de nombreuses années de tractations. Reste à voir si le volet technique permettra d’atteindre l’objectif annoncé d’une capacité opérationnelle en 2027/2028, objectif que les experts considèrent hautement improbable, étant donné la difficulté d’accès aux matériels. Un début d’opération en 2031 semble plus raisonnable et fait consensus dans le secteur.

La proposition de révision du PNIEC espagnol publiée en juin 2023 envisage, au-delà du projet Golfe de Gascogne, deux autres interconnexions onshore traversant les Pyrénées (Aragon-Pyrénées Atlantique, et Navarre-Landes) qui ajouteraient ensemble 3 GW de capacités additionnelles aux 5 GW qui devraient être en opération après la mise en service de Golfe de Gascogne, et permettraient d’atteindre 8 GW d’interconnexion à terme. Le document indique que ces projets sont en « phase de définition » et mentionne un objectif de mise en service en 2030.

Cet objectif est totalement irréaliste, car les volets technique et politique de ces projets sont très peu avancés (même s’ils apparaissent dans la liste des Projets d’Intérêt Commun de l’UE, que certains accords régionaux transfrontaliers ont été signés, et que des études préliminaires ont été conduites par les opérateurs de réseaux RTE et Red Eléctrica). D’autant plus que, de l’avis de certains experts, il sera sans doute nécessaire d’attendre la mise en service du projet Golfe de Gascogne (probablement vers 2031, comme discuté plus haut) pour observer son impact opérationnel sur les réseaux français et espagnol avant de prendre une décision définitive sur la construction de nouvelles interconnexions. Par conséquent une mise en service de ces nouvelles infrastructures vers 2040 semble plus réaliste.

→ Malgré tout, il est crucial que les gouvernements des deux pays créent les conditions qui permettront que l’accroissement de la capacité d’interconnexion électrique entre la France et l’Espagne devienne une priorité, en favorisant les discussions – et les accords – politiques et la coopération entre les opérateurs de réseaux. Car une Péninsule Ibérique très connectée avec la France pourrait permettre de créer, à long-terme, un espace de marché unique dans lequel d’immenses capacités renouvelables et un grand parc nucléaire offriraient une énergie décarbonée et compétitive à plus de 120 millions de citoyens et à leurs entreprises.

L’hydrogène renouvelable en Espagne : un « projet pays » et un risque de bulle

Le chapitre 9 du Plan de Relance, de Transformation et de Résilience espagnol [7], remis à l’UE en juin 2021 (équivalent du Plan de Relance et de Résilience français), s’intitule Hydrogène renouvelable, un projet pays, et prévoit un investissement public de 1,5 milliards € pour la mise en oeuvre de la feuille de route de l’hydrogène publiée par le gouvernement en 2020[8].

Cette feuille de route, dans les faits une stratégie nationale pour le développement d’une économie de l’hydrogène en Espagne, fixait une vision pour 2030 jugée plutôt raisonnable par les experts, avec 4 GW d’électrolyseurs opérationnels, 25% de la consommation actuelle d’hydrogène « gris » (proche de 500.000 tonnes annuelles) remplacée par de l’hydrogène renouvelable, et un certain nombre de projets H2 pilotes dans les transports (poids lourds, trains). Le gouvernement prévoyait entre 2021 et 2030 un investissement total de 8,9 milliards € dans le nouveau secteur de l’hydrogène renouvelable, avec un volume de financements publics (subventions directes ou indirectes) suffisant pour générer l’investissement privé qui permette d’atteindre l’objectif – les 1,5 milliards du plan de relance doivent être destinés à cela. Il faut noter que l’ambition espagnole était à ce stade relativement modeste comparée à la France qui annonçait à peu près au même moment 7 milliards € de fonds publics pour l’hydrogène vert, ce qui devait correspondre à un investissement total (public + privé) bien supérieur.

Mais depuis les choses se sont emballées. Depuis la publication de la feuille de route, une pluie de projets d’hydrogène renouvelable a été annoncée, et le volume total des projets rendus publics approche aujourd’hui une capacité d’électrolyse installée de près de 20 GW pour 2030. Et il y aurait au moins 10 GW de projets d’électrolyse en développement, mais non publics.

Cette frénésie de projets en Espagne masque une réalité complexe.

Il existe un certain nombre de projets « sérieux », c’est-à-dire des projets pour lesquels le développeur de l’usine d’électrolyse (i) travaille sur la base (absolument indispensable) d’un engagement de la part d’un offtaker à acheter les volumes d’H2 produits une fois l’usine en opération, (ii) possède une surface financière lui permettant de prendre en charge un ou plusieurs projets dont le coût sera de plusieurs centaines de millions d’euros, et dépassera souvent le milliard d’euros et (iii) dispose des ressources intellectuelles et techniques lui permettant de mener à bien un projet d’une complexité technique considérable, qui mobilisera des équipes entières d’ingénieurs de très haut niveau dans des domaines aussi divers que la chimie, les matériaux, l’électrotechnique, la sécurité etc. Parmi les projets « sérieux », on peut citer ceux d’Iberdrola, de Cepsa ou de Repsol, qui ont un débouché commercial assurés (pour la production de fertilisants/engrais dans le cas d’Iberdrola, ou de e-fuels dans le cas de Cepsa et Repsol) pour la future production d’hydrogène vert et des équipes d’ingénieurs capables de les mener à bien.

Mais il existe aussi beaucoup de projets fragiles, souvent portés par des développeurs indépendants d’énergie solaire qui n’arrivent pas à obtenir un point de connexion au réseau électrique et qui voient dans l’hydrogène renouvelable un nouveau business case. Et ceci avec les encouragements d’Enagás, l’opérateur régulé du système gazier espagnol, qui pratique un lobbying très intense pour impulser un projet de réseau de transport d’hydrogène en Espagne qui pourrait créer un débouché pour cette multitude de projets – une manière de « sauver les meubles » pour une entreprise dont l’activité (le transport de gaz naturel) est vouée à disparaître dans un monde décarboné. Enagás est par ailleurs le principal promoteur du projet H2Med, une interconnexion hydrogène entre Barcelone et Marseille (pour exporter vers Fos-sur-Mer 2 millions de m3 d’H2 par an), qui devrait être opérationnelle pour 2030, mais à laquelle personne ne croit vraiment[9].

Il faut citer aussi les grands fonds d’investissements internationaux, souvent pressés de « verdir » leur bilan, qui ont lancé une course intense au financement de projets d’hydrogène dans toute l’Europe et en Espagne en particulier, sans être trop regardants sur la qualité réelle de ceux-ci. Mais l’engagement de ces institutions financières donne parfois du crédit à des projets très fragiles qui continuent à progresser malgré de maigres chances de succès.

Sous cette avalanche de projets, dans sa proposition de révision du PNIEC publiée en juin 2023 le gouvernement espagnol propose une mise à jour de sa vision 2030, estimant que 11 GW d’électrolyseurs pourraient être opérationnels dans le pays en 2030, là où la feuille de route de 2021 visait 4 GW…

De nombreux analystes jugent cette vision irréaliste. Outre le fait que le déploiement de 11 GW d’électrolyse renouvelable requiert une capacité renouvelable dédiée (i.e. dont la production serait exclusivement dirigée à l’hydrogène, en sus de la capacité renouvelable à déployer pour décarboner/électrifier le transport, les bâtiments, l’industrie) de près de 20 GW, les difficultés auxquelles font face les premiers projets d’électrolyse à grande échelle dans le monde montrent que le chemin est encore long avant que ce type d’infrastructure puisse se déployer à travers le monde.

Au fur et à mesure que les projets pionniers d’électrolyse à grande échelle avancent, ces difficultés sont de mieux en mieux identifiées :

• Les projets les plus avancés ont beaucoup de mal à sécuriser la fourniture des composants critiques, en particulier les électrolyseurs ; en effet, les fabricants occidentaux comme Thyssenkrup, Cummins ou John Cockerill sont sur-sollicités, gardent le plus grand secret concernant leurs plans et leurs futures capacités de production, et répondent au compte-gouttes aux appels d’offres qu’ils reçoivent ; les fabricants chinois semblent eux plus réactifs, mais beaucoup de développeurs hésitent à acheter leurs appareils par crainte qu’ils ne garantissent pas les niveaux de qualité et de sécurité requis par la réglementation européenne, et que le service après-vente soit défaillant… mais la situation pourrait changer bien vite ;
• Le nouveau secteur de l’hydrogène fait face à une pénurie sévère de ressources qualifiées (ingénieurs) pour faire avancer les projets, ce qui disqualifie pratiquement les grands projets portés par des acteurs indépendants (i.e. qui ne sont pas des grandes sociétés industrielles ou des “utilities”) qui doivent externaliser la maîtrise d’ouvrage et la construction des projets ;
• De la même manière, les projets d’hydrogène à grande échelle requièrent souvent que leurs propriétaires opèrent sur les marchés de commodités, en particulier pour acheter/vendre des quantités très importantes d’électricité. Et ceci n’est pas à la portée de nombreux développeurs qui devront s’associer avec des partenaires dont le balance sheet permet de « trader » de l’électricité – ce qui complique grandement l’avancée de certains projets.

→ Pour toutes ces raisons, il existe un vrai risque de bulle autour de l’hydrogène, et le gouvernement est en quelque sorte complice de cet emballement en proposant un scénario très/trop optimiste de la vitesse à laquelle le secteur de l’hydrogène renouvelable pourrait se développer en Espagne. Si son rôle est évidemment de partager une vision pour son action dans le but de créer une nouvelle industrie, il serait sans doute plus efficace d’adopter une stratégie centrée sur les grands projets les plus emblématiques, car les objectifs espagnols et européens[10] pour l’hydrogène vert ne seront pas atteint en finançant des projets de petites tailles, mais bien les projets développés autour de très grandes capacités (typiquement 100 MW d’électrolyse et plus).

Cette vision ambitieuse, ce projet pays d’une Espagne leader de l’hydrogène renouvelable qui l’exporterait vers la France et l’Europe du Nord, explique la frustration du gouvernement espagnol (comme du gouvernement allemand) face aux velléités bien plus terre-à-terre de la France qui cherche à forcer (avec un certain succès) la machine européenne à accepter l’hydrogène « rose » (produit à partir d’électricité nucléaire) comme vecteur de décarbonation, au même titre que l’hydrogène renouvelable. En effet, l’Espagne voit dans ce projet une concurrence déloyale pour son hydrogène renouvelable, parce que l’hydrogène rose n’est pas aussi vert, parce qu’il sera certainement plus compétitif et parce que plus la France produit d’hydrogène moins l’Espagne pourra exporter le sien. En mai 2023, Teresa Ribera en est même venue à menacer la France de couper les exportations d’électricité espagnole vers l’hexagone si la France utilisait son électricité nucléaire pour produire de l’hydrogène rose[11] ! Si cette idée n’a absolument aucun sens, elle démontre à quel point le sujet est sensible en Espagne.

Au Portugal, un plan très ambitieux pour la décarbonation, mais une décarbonation qui nécessitera plus d’interconnexions avec l’Espagne

Avec l’arrivée au pouvoir d’António Costa en 2015, le gouvernement portugais a, comme son homologue espagnol, placé la transition énergétique parmi ses priorités, mettant en avant le même discours sur les conditions très favorables pour les énergies renouvelables dont le pays bénéficie – soleil et vent.

Dans un pays où la grande majorité des logements n’ont pas de dispositif de chauffage fixe[12], la décarbonation de l’économie semble plus accessible que dans de nombreux pays européens. Le gouvernement Costa a dans un premier temps défendu une vision « tout électrique » de la décarbonation, et a ensuite été un des premiers en Europe à proposer une stratégie hydrogène – pour ne finalement s’intéresser que très tard au biométhane qui devrait pourtant être un vecteur important de la décarbonation du pays.

Le Plan National Energie et Climat (PNEC) portugais est lui aussi très ambitieux, puisqu’au-delà de la réduction de 55% des émissions en 2030 (vs. 2005), il est conçu de manière à créer les conditions pour atteindre la neutralité climatique en 2045, soit cinq ans avant l’objectif européen.

On peut citer les objectifs-clés du PNEC pour 2030, concernant le secteur de l’énergie :

• 15 GW de solaire centralisé (contre 1,5 GW en opération aujourd’hui) ;
• 5,5 GW de solaire distribué (contre 1,1 GW aujourd’hui) ;
• 10,4 GW d’éolien onshore (contre 5,5 GW aujourd’hui) ;
• 2 GW d’éolien offshore (avec l’objectif d’installer 8 GW de plus après 2030 pour atteindre 10 GW) ;
• 5,5 GW d’électrolyseurs en fonctionnement pour la production d’hydrogène renouvelable.

Avec la révision du PNEC, le gouvernement portugais vise 85% d’électricité renouvelable en 2030, en portant l’effort principalement sur le déploiement de fermes solaires, qui sont il est vrai assez absentes dans un pays où l’ensoleillement est clairement un atout.

Comme le plan du gouvernement espagnol – et comme les plans de la majorité des pays européens – le PNEC portugais pourra difficilement être mis en oeuvre.

Les analystes qui s’intéressent à la Péninsule Ibérique savent que les chiffres qui caractérisent le Portugal tournent bien souvent autour de 20% des dimensions espagnoles : ce ratio fonctionne pour la superficie, pour la population, le PIB et bien d’autres aspects de l’économie des deux pays. C’est pour cette raison que certains objectifs du PNEC portugais semblent au moins aussi inatteignables que ceux du PNIEC espagnol ; en tenant compte de ce ratio de 20%, si l’objectif de 76 GW solaires en Espagne en 2030 paraît hors d’atteinte, les 20,5 GW du Portugal le seront certainement aussi. Sans parler des 5,5 GW d’électrolyseurs, là où le gouvernement espagnol vise 11 GW.

Les spécialistes indépendants du marché de l’énergie portugais soulignent souvent le fait que les infrastructures électriques portugaises sont insuffisantes pour intégrer de tels volumes de production renouvelable, et que sans investissement massif dans les réseaux de transport haute-tension de REN (l’opérateur régulé des réseaux de transport d’électricité et de gaz portugais) les points de connexion pour ces projets ne pourront pas exister.

Par ailleurs, le Portugal ne disposant pas de réacteurs nucléaires, en l’absence de vent et de soleil le pays doit compter sur ces centrales au gaz naturel pour garantir la sécurité d’approvisionnement, mais aussi sur plusieurs STEP13 déjà en opération et sur ses interconnexions électriques avec l’Espagne. Avant 2023 une nouvelle ligne de transport devrait ajouter 1.000 MW de capacité d’interconnexion entre les deux pays pour atteindre 4.200 MW dans le sens Espagne-Portugal et 3.500 MW dans le sens Portugal-Espagne. Il s’agit d’un chiffre considérable pour le Portugal, car la pointe de demande quotidienne se situe en général bien au-dessous de 10.000 MW, ce qui signifie que le Portugal sera en mesure d’importer près de la moitié de sa consommation électrique depuis l’Espagne14 – et indirectement depuis la France. L’accroissement de l’interconnexion électrique entre la France et l’Espagne est donc aussi un enjeu pour le Portugal, car le pays pourrait aussi être un importateur d’électricité nucléaire française via l’Espagne dans les situations où la somme des ressources renouvelables et de la puissance de stockage disponible sera insuffisante pour couvrir la demande de la péninsule.

→ L’accroissement de la capacité d’interconnexion électrique entre la France et l’Espagne est donc aussi un sujet de première importance pour le Portugal, car il améliorera la sécurité d’approvisionnement et l’accès à une électricité décarbonée (principalement nucléaire) de l’ensemble de la péninsule quand les ressources renouvelables ne seront pas suffisantes, en limitant les besoins d’énergie thermique – et donc carbonée. À l’inverse, il permettra aussi d’évacuer vers la France et l’Europe du Nord – et ainsi valoriser – les excès de production électrique renouvelable espagnole et portugaise, qui vont devenir de plus en plus fréquents.

Dorian de Kermadec

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[1] En Espagne les centrales existantes n’ont pas la flexibilité des centrales ou du parc français, et fonctionnent donc à 100% de leur capacité (approx. 7GW au total) – hors période de maintenance.

[2] Il y a « curtailment » technique quand une ligne de transport électrique n’a pas la capacité d’absorber toute l’énergie produite par les unités de production auxquelles elle est connectée. Dans ce cas l’opérateur du système est obligé de limiter les livraisons d’énergie produite, ce qui se traduit par des pertes économiques pour les producteurs, en général renouvelables.

[3] Le prix capturé par une unité de production électrique pour un jour J est la moyenne des 24 prix horaires sur le marché pour ce jour J pondérée par la production réelle de l’unité de production pour chaque heure. Dans un marché à forte pénétration solaire, les prix en journée sont généralement bien inférieurs à ceux de la nuit, ce qui fait que le prix capturé par une ferme solaire sera typiquement inférieur au prix moyen (ou « baseload ») du marché.

[4] Malgré sa première place aux élections générales de juillet 2023 et son rapprochement avec l’extrême droite de Vox, le PP ne devrait pas être en mesure de former un gouvernement et Pedro Sánchez devrait vraisemblablement rester au pouvoir quatre ans de plus – mais des négociations difficiles sont en cours avec les partis nationalistes catalans pour qu’ils votent la confiance au nouveau gouvernement que Pedro Sánchez souhaite former.

[5] https://afry.com/sites/default/files/2020-06/afry_managementconsulting_publicreport_06032020_spread_0.pdf paragraphe 5.2

[6] à titre d’exemple, le coût du projet Golfe de Gascogne pour la construction de deux nouvelles lignes d’interconnexion de 1 GW chacune s´élève à 2,85 milliards €, https://www.cnmc.es/prensa/interconexion-vizcaya-20230302

[7] https://www.lamoncloa.gob.es/temas/fondos-recuperacion/Documents/16062021-Componente9.pdf

[8] https://energia.gob.es/es-es/Novedades/Documents/hoja_de_ruta_del_hidrogeno.pdf

[9] 2 millions de mètres cube d’hydrogène renouvelable produits en Espagne pour être exportés vers la France représenterait 20 GW d’électrolyseurs et près de 40 GW de projets renouvelables dédiés, autant d’infrastructures à construire pour alimenter d’autres marchés que l’Espagne, i.e. en sus des infrastructures développées pour alimenter en hydrogène le marché espagnol, qui a lui aussi besoin d’être décarboné !

[10] Le plan RePower EU a fixé pour objectif pour 2030 de disposer de 20 millions de tonnes d’hydrogène renouvelable, dont la moitié serait importée. Les 10 millions de tonnes qui seraient produites en Europe nécessiterait la mise en route de plus de 100 GW d’électrolyseurs dans les 6-7 prochaines années dans l’UE, ce qui est nécessiterait plus de 200 GW de nouveaux projets renouvelables dédiés – sachant que fin 2021 le total de la capacité solaire et éolienne installée dans l’UE atteignait 350 GW. Un objectif qui laisse rêveur…

[11] https://www.elconfidencial.com/economia/2023-05-17/espana-dejara-de-exportar-electricidad-si-francia-la-usa-para-producir-hidrogeno-nuclear_3631324/

[12] Les températures clémentes du Portugal font que la majorité des foyers passent l’hiver sans chauffage ou avec des dispositifs d’appoint.

La filière de l’éolien en mer, un secteur où l’Europe disposait d’un savoir-faire unique au monde, connaît aujourd’hui des difficultés majeures consécutives à la double crise du Covid-19 et de la guerre en Ukraine, avec des tensions sur les chaînes d’approvisionnement et des difficultés des fournisseurs d’équipements, des pressions inflationnistes, mais également le design des appels d’offre.

Ces crises interviennent au moment où l’Europe entend accélérer le déploiement de l’éolien offshore pour atteindre des objectifs très ambitieux de plusieurs centaines de GW en quelques décennies. Au-delà de la question des financements, de multiples défis se dressent quant à la nécessité de développer des connexions électriques sous-marines à haute tension et par conséquent un cadre réglementaire approprié. Une nouvelle voie est à trouver si l’Europe continue de vouloir faire de l’éolien offshore une des pierres angulaires de sa transition énergétique.

Une erreur, récurrente à la Commission européenne, qui a été commise, au travers des systèmes d’appels d’offre actuels de simple mise en concurrence des producteurs, est d’avoir oublié le volet industriel. Les pouvoirs publics n’ont pas tenu compte, d’un côté de l’immaturité du secteur, et de l’autre des énormes implications en termes d’investissements pour les fabricants et dans les infrastructures pour les entités publiques. L’illusion d’une filière très performante, permettant d’atteindre des coûts de production très bas au regard des résultats de certains appels d’offre a été entretenue par des circonstances très favorables de prix bas des matières premières et surtout de taux d’intérêt particulièrement bas. La crise ukrainienne aura complètement dissipé cette illusion et implique une remise à plat de la politique de développement actuelle.

Une condition nécessaire au redémarrage de la filière passe par une reprise en main par les Etats. Une normalisation de la taille des turbines ne peut se faire qu’à ce niveau car elle relève à la fois de la politique industrielle, des ressources en personnel compétent et donc de la politique de formation, du développement des infrastructures portuaires qui va de pair avec la normalisation de la taille des navires, du développement du réseau électrique, des capacités de financement, etc. L’Europe doit se comporter en stratège et agir en architecte industriel et revoir en ce sens la conception des appels d’offre.

Etienne Beeker et Dominique Finon

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Avis de tempête sur l’éolien offshore

Après une période d’envol des installations de parcs et de baisse spectaculaire apparente des coûts, l’éolien en mer (offshore) traverse actuellement une période très difficile en Europe et aux Etats-Unis. Le secteur est confronté à la fois à la hausse soudaine des taux d’intérêt, à l’inflation sur les différents composants de la chaîne d’approvisionnement, à des problèmes d’ingénierie et d’équipements d’installation, et à une régulation mal adaptée des autorisations.

La crise s’est manifestée l’été dernier, avec l’absence de candidature au 5° appel d’offres concurrentiel britannique du fait d’un plafond de prix trop bas, alors que les quatre premiers avaient connu un succès remarquable, puis par les hésitations croissantes des grands développeurs (tel est le terme consacré) à engager des projets pour lesquels ils ont été sélectionnés, quitte à payer des pénalités importantes, comme c’est le cas entre autres au Royaume Uni de l’électricien suédois Vattenfall pour son grand projet de Boreas Norfolk d’une capacité de 1,4 GW. La crise est encore plus patente pour les grands développeurs européens qui se sont engagés dans divers projets sur la côte Est des Etats-Unis dont ils se désengagent à des coûts très élevés, avec de très importantes pertes sur leur valeur actionnariale, le cas le plus spectaculaire étant celui du leader mondial du secteur, l’énergéticien danois Ørsted [1].

Du côté des constructeurs européens, les fabricants de turbines GE Renewables, le danois Vestas et Siemens-Energy, la filiale du groupe éponyme spécialisée dans les solutions énergétiques, sont en difficulté. Cette dernière a accumulé des pertes croissantes dues à des défauts sur les turbines terrestres de sa branche Gamesa, et connait des problèmes de livraison de ses turbines offshore. La perte pour 2023 devrait être proche de 4,5 milliards d’euros, ce qui a entrainé la division par quatre du cours de l’action en six mois.

Le secteur traverse donc une mauvaise passe. Cette note tâche d’en comprendre les raisons et de proposer des pistes afin qu’il puisse redémarrer progressivement sur des bases plus saines.

L’éolien offshore comme solution miracle

Auparavant, il faut pointer le maintien de l’illusion de l’éolien offshore comme la martingale de la roulette énergétique. La Commission européenne et différents gouvernements, comme bien des prospectivistes, continuent de faire de l’éolien offshore la pierre angulaire de la transition énergétique. D’une production plus stable et environ deux fois supérieure à celle de son équivalent terrestre, il est aussi mieux accepté par les populations et ouvert à des gisements de vent plus importants. Par contre, il est plus délicat de mise en œuvre, la mer étant un milieu hostile, et les projets sont de beaucoup plus grande taille, ce qui les place hors de portée des nombreux startupers, coopératives citoyennes ou municipalités présents dans le développement de l’éolien terrestre. Seuls de grands acteurs aux poches profondes et avec une capacité organisationnelle élevée, énergéticiens pétro-gaziers et entreprises électro-gazières, peuvent s’aventurer dans ce type de projets.

L’éolien offshore a été perçu comme la solution miracle pour assurer de manière décarbonée la sécurité d’approvisionnement électrique du continent d’ici 10 ans, notamment dans les pays qui rejettent l’option nucléaire, en se basant sur des anticipations de baisses de coût spectaculaires. Celui-ci serait  passé de 120 €/MWh en 2019 (estimation de l’Agence Internationale de l’Energie) à moins de 50 €/MWh début 2023 si l’on se réfère aux résultats des derniers appels d’offre concurrentiels. Le plan RepowerEU de l’UE a fixé des objectifs particulièrement volontaristes pour son développement : 110 GW d’ici à 2030 (le double de l’objectif antérieur de 60 GW) pour atteindre 350 GW en 2050 alors qu’à peine 16 GW étaient installés fin 2022. L’Allemagne veut passer de 8 GW en 2023 à 30 GW en 2030, puis 70 GW en 2045 ; la France dotée de moins d’un GW à ce jour en veut 18 GW [2] en 2035 et 40 GW en 2050, et le Royaume-Uni, qui ambitionne de devenir « l’Arabie Saoudite du vent », de 14 GW en 2022 à 50 GW dès 2030.

L’apparente baisse des coûts : une illusion collective

Les appels d’offre successifs ont révélé des prix de plus en plus bas, ce qui a été interprété à tort comme une baisse rapide des coûts réels. En France,  alors les premiers parcs (dont un seul a été mis en service à ce jour) vont bénéficier d’une rémunération garantie aux environs de 150 €/MWh (hors raccordement), le dernier appel d’offre pour le parc « Centre Manche » a été remporté par EDF au prix record de 44,9 €/MWh. Mais le cas français est sans doute le cas le moins spectaculaire, comparé aux résultats des appels d’offre au Danemark, Pays bas, Belgique et Allemagne depuis 2019. En effet dans ces pays, les candidats qui ont parié sur une baisse radicale de leurs coûts vers un niveau de 45-50€/MWh, n’ont plus demandé de garantie de prix en préférant se rémunérer sur le marché de gros, même si ses prix sont très incertains sur la durée de recouvrement des coûts de l’installation.

Une division par trois des coûts en quatre ans n’a jamais été observée, hormis peut-être au cours de des années 2010 dans l’industrie du solaire PV, alors que la technologie du silicium, infiniment divisible, est complètement différente Il aura fallu la confrontation de Vattenfall aux réalités économiques du projet d’éoliennes gigantesques de 20 MW [3] et surtout l’expérience malheureuse des développeurs européens aux Etats-Unis, pour que l’illusion collective se dissipe. Dans une note publiée à l’IFRI [4], un des auteurs de cet article montre que les coûts complets de l’éolien offshore seraient de l’ordre de 100-120 €/MWh, toujours hors coûts de raccordement au réseau terrestre (qui peuvent être très élevés, de 20 à 50 €/MWh), et, s’agissant d’une énergie intermittente, hors coûts d’équilibrage réseau et de back-up (de 10 à 20€/MWh).

L’illusion des prix bas de l’éolien offshore a été en fait collective, dans les interactions mutuelles entre les différents types d’acteurs :

• les pouvoirs publics, confiants dans les vertus indiscriminées de la concurrence, ont accéléré la fréquence des appels d’offre et engendré une course à la « subvention zéro » en se confortant de voir les prix demandés par les développeurs baisser à chaque appel d’offres pour lancer rapidement le suivant,
• les banquiers et fonds d’investissement ont prêté à des taux très bas, se basant sur les affichages de projets et les prix demandés, et non les réalisations effectives,
• ces derniers à la recherche de diversification de leurs activités, cherchaient à prendre pied à n’importe quel prix dans un secteur vert présenté comme extrêmement prometteur, en candidatant de façon agressive tout en cherchant à écarter des concurrents ayant de moindres capacités financières,
• la croyance de tous dans des courbes d’apprentissage rapide semblables à celles du solaire PV a conduit à la course en avant dans les sauts de taille et le gigantisme, qui ont fini par « gripper » l’ensemble de la chaine d’approvisionnement,
• les fabricants de turbines se sont retrouvés pris dans une course qui les a obligés à réduire dangereusement leurs marges et les a exposés à une remontée brutale du coût des intrants (l’acier, le cuivre, les matériaux composites donc le gaz,…),
• pour finir personne n’a voulu croire que la période de taux très bas qui a prévalu ces dernières années était passagère.

Cette illusion, propre à ce réseau d’acteurs, a été amplifiée par les ONG et l’International Renewable Agency (IRENA), aux publications orientées et dénuées de toute objectivité. Elles n’ont cessé de communiquer sur cette fantastique chevauchée de tailles à la hausse et de coûts à la baisse. C’est ainsi que s’est établi le mythe de l’éolien offshore, solution miracle qui allait permettre de boucler le mix électrique face à une demande électrique nécessairement croissante dans la transition vers le Net Zero.

Un retour sur terre difficile pour l’éolien en mer

Les projets d’éoliennes offshore en Europe et plus encore aux Etats-Unis ont été confrontés, outre à la forte inflation du coût des composants et une hausse des taux d’intérêt, à un contexte règlementaire problématique. La logique des contrats attribués aux développeurs par enchères aboutit à la fixation des années à l’avance de leur rémunération, alors que les projets mettent parfois plus de dix ans à se concrétiser. Des deux côtés de l’Atlantique les promoteurs font pression sur les politiciens et les régulateurs pour que les procédures d’autorisation (permitting) soient accélérées et que les contrats de long terme incluent des clauses d’ajustement du prix garanti pour prendre en compte les hausses de coûts de la construction et de financement pendant les réalisations.

La poursuite des objectifs ambitieux use et abuse de mécanismes concurrentiels inadaptés que sont les appels d’offre trop rapprochés et basés exclusivement sur le critère des prix demandés, en 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.

Comment sortir des logiques à l’œuvre ?

En Europe, les objectifs d’installation, à 2030 et au-delà, sont incroyablement ambitieux car ils ont le malheur d’être fixés par des technocrates et des politiciens qui n’ont de comptes à rendre qu’à eux-mêmes sur leurs décisions. Une nouvelle voie est vraiment à trouver si l’UE et le Royaume Uni veulent atteindre les objectifs qu’ils se sont fixés [5]. Pour commencer, il convient d’arrêter de se fixer des objectifs inatteignables au détriment d’autres technologies bas carbone et de se référer à des estimations de coût non fondées sur l’expérience, ni sur des hypothèses de scénario contrarié. Il faut en parallèle ajuster les procédures utilisées par les Etats – rythme des appels d’offre, critère de sélection élargi à des critères non économiques (valeur ajoutée locale, profil environnemental, etc.), clauses d’ajustement du prix garantis – de sorte à modérer les incitations des concurrents à la surenchère.

Il faut également que les puissances publiques en Europe aient une vraie politique industrielle dans ce domaine en n’hésitant pas de faire usage de leur pouvoir normatif pour que le redémarrage de la filière s’effectue sur de bonnes bases en la protégeant des incitations de la concurrence à la surenchère technologique. Cela passe par une politique industrielle qui impose la passage par une succession de paliers de taille (peut-être 10 MW, 12 MW, 15 MW, …) pour permettre les apprentissages et le développement d’effets de série.

Ceci doit se faire au travers d’une concertation étroite entre fabricants, développeurs et puissance publique au niveau européen, ou par défaut au niveau d’une coalition d’Etats, pour fixer chaque saut de palier en ayant recours à une évaluation de la disponibilité de ressources (cuivre, acier, terres rares, …), mais aussi de celle de ressources en personnel compétent et des capacités de financement des développeurs. Cette concertation doit permettre aussi de planifier le développement des infrastructures portuaires et de navires nécessaires aux interventions en mer. Le développement des réseaux électriques sous-marins doit être également anticipé et coordonné avec le développement des parcs offshore et les plans d’aménagement de l’espace maritime. De même, le renforcement des réseaux à terre doit être programmé afin de prévenir les congestions dues à l’afflux intermittent de la production des éoliennes, comme celles emblématiques de l’axe nord-sud en Allemagne. Une telle prise en main de l’ensemble de l’écosystème devrait permettre de stabiliser les coûts d’investissement et rassurer les institutions financières pour fournir les capitaux nécessaires, même si les taux doivent être plus élevés qu’auparavant.

En conclusion, la crise actuelle de l’éolien offshore en Europe (et aux Etats-Unis) n’est pas celle d’une entrée dans la maturité, comme certains la voient, mais d’abord une crise structurelle du mode de gouvernance des politiques de promotion d’ENR, relevant plus de choix idéologiques que de choix rationnels à base d’analyses technico-économiques approfondies. Ces choix idéologiques manifestent une volonté des politiciens et des pouvoirs publics divers d’ignorer les réalités industrielles, et en particulier, l’immaturité de la chaîne d’approvisionnement et des infrastructures à construire. Les recommandations évoquées ci-dessus pourraient canaliser ces débordements et sont une invitation à remettre au premier rang les ingénieurs, les managers de grands projets d’investissement des firmes et les aménageurs.

Etienne Beeker et Dominique Finon

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[1] Ørsted a annoncé un risque de dépréciation de ses actifs éoliens maritimes aux Etats-Unis de 2,35 milliards de dollars. Son action a alors chuté de près de 30% à la bourse de Copenhague, puis encore récemment de 30% suite à l’annulation de deux projets américains portant la dépréciation totale à 4 milliards de dollars. Au même moment BP enregistrait une perte de valeur de 540 millions de dollars sur deux projets au large de la côte de New York, après que les autorités ont rejeté une demande de renégociation des contrats, tandis que l’espagnol Iberdrola et sa filiale Avangrid, ainsi que Shell-Ocean Winds, sont à la peine sur leurs projets américains.

[2] 1 GW correspond environ à la puissance d’un parc de 100 éoliennes de 10 MW ou encore à celle d’un réacteur nucléaire, sachant que ce dernier fonctionne en continu et produit sur l’année deux fois plus d’électricité (7 TWh contre 3 à 4 TWh selon la ventosité du site).

[3] Elles ont un mât de 200 mètres de haut et un rotor d’un diamètre de près de 300 mètres. Et la nacelle (avec sa turbine) ui doit être hissée au somment du mât pèse plus de 1000 tonnes !

[4] « Après le boom de l’éolien offshore en Europe : quelles conditions pour un redémarrage ? » Notes de l’Ifri, 23 octobre 2023

[5] Un haut responsable de BP a récemment déclaré que l’industrie américaine de l’éolien offshore était « fondamentalement brisée », et nécessite une « remise à zéro fondamentale » des cadres règlementaires et des dispositifs de soutien (qui, soit dit au passage, sont bien moins favorables que les cadres équivalents en Europe) est nécessaire pour aider le marché naissant à se développer. C’est le cas par exemple des procédures de permitting, de la règlementation des navires utilisés qui doivent être impérativement sous pavillon américain (alors qu’il n’en existe pas ou très peu), de l’absence de mutualisation des coûts de développement des lignes sous-marines d’acheminement à la terre en plus des mesures évoquées d’ajustement des prix garantis. Un point particulier pour les développeurs européens aux Etats-Unis est aussi le manque de clarté des règles de crédit d’impôt de l’Inflation Reduction Act, relatives au lieu de fabrication des composants.

Après une période d’envol porté par des espoirs de baisses spectaculaires des coûts, aujourd’hui contrariés par la hausse des taux d’intérêt et l’inflation générale, l’éolien en mer traverse une période difficile. Après avoir repéré les origines du problème, cet article cherche à montrer que ces difficultés sont moins dues à son accès à la maturité qu’à l’échec de la politique de son développement, d’un volontarisme déconnecté des réalités industrielles et basé sur des mécanismes de marché inadaptés à une technologie aussi capitalistique et lourde à mettre en œuvre. En conclusion, il trace la voie de ce que pourrait être un développement raisonné et maîtrisé de l’éolien en mer en Europe.

La revue de l’Energie N°671 / mars-avril 2024 – par Etienne Beeker, Dominique Finon

https://www.larevuedelenergie.com/les-politiques-de-developpement-de-leolien-en-mer-en-crise/