Energies niouzes
La production a atteint environ 20 gigawatts, dépassant le précédent pic atteint en juillet. Contrairement aux scénarios habituels où une production solaire élevée anticipée entraîne des prix négatifs sur le marché journalier en raison d’une anticipation d’offre excédentaire, cette hausse était inattendue. Par conséquent, seuls les prix intrajournaliers sont passés sous la barre du zéro vendredi.
Pic inattendu énergie solaire
Pour les traders en énergie, cette volatilité représente une opportunité. Les marchés à court terme deviennent de plus en plus rentables, car les flux d’énergie renouvelable défient les prévisions.
La production d’énergie nucléaire en France est restée élevée, à environ 33 gigawatts, Électricité de France continuant à faire fonctionner ses réacteurs même pendant les périodes de faibles prix de l’électricité. Cette décision faisait suite à une demande du gestionnaire de réseau visant à garantir la stabilité du système.
La production nucléaire reste élevée
Vendredi vers midi, jour férié, la production combinée d’énergie solaire et nucléaire a dépassé la demande d’environ 10 gigawatts. Cet excédent a été exporté vers les pays voisins. Cet événement met en évidence un déséquilibre croissant au sein du réseau électrique français. La production solaire volatile se heurte à la nature relativement rigide de la production nucléaire, ce qui conduit les marchés intrajournaliers à absorber les fluctuations qui en résultent.
https://fr.businessam.be/la-france-bat-un-record-de-production-denergie-solaire-faisant-chuter-les-prix-en-dessous-de-zero/
Il y a quatre ans, la facture n’arrivait qu’en troisième position du classement, derrière l’indépendance énergétique et la sécurité nucléaire. Aujourd’hui, elle s’impose en tête. L’indépendance énergétique (72 %, quasi stable) et la sécurité nucléaire (67 %, en léger recul) restent sur le podium, mais c’est bien le portefeuille qui s’est hissé au sommet des préoccupations des Français.
L’écologie sous contrainte budgétaire
Deux sujets, en revanche, reculent franchement. Le développement des énergies renouvelables, d’abord : il n’est plus jugé prioritaire que par 51 % des Français, contre 61 % en 2022. Dix points de perdus. La sortie des énergies fossiles, ensuite, qui passe de 46 % à 38 %. Huit points en moins.
Attention toutefois aux erreurs d’analyse : l’étude confirme que les Français n’ont pas tourné le dos au climat, mais plutôt qu’ils ont changé d’angle pour regarder l’écologie. Ils continuent de la juger nécessaire – la moitié d’entre eux refuse même de voter pour un candidat qui reviendrait sur les mesures de transition déjà engagées –, mais ils refusent désormais qu’on la finance à leurs frais et à fonds perdus. « Elle ne perd pas la bataille de l’opinion, mais elle doit être corrélée à de la rationalité, à des baisses de coûts. Le désir écolo, seul, ne suffit plus », résume Pierre-Marie Perrin, directeur des affaires publiques d’Hellio.
Derrière ces pourcentages, l’étude met aussi en lumière la vie de ceux qui s’organisent pour faire face à des factures d’énergie toujours plus chères : 27 % des Français renoncent aux vacances à cause de leurs factures énergétiques, en hausse par rapport à 2025. De quoi inquiéter autant l’hôtellerie et les campings que le ministère du Tourisme, la France restant, faut-il le rappeler, la première destination touristique des Français eux-mêmes.
15 % renoncent à utiliser leur voiture, 12 % rognent sur l’alimentation, 8 % renoncent à se soigner. Et 57 % déclarent avoir dû réduire leur confort domestique pour économiser. Chez les ménages aux revenus mensuels inférieurs à 1 000 euros, le chiffre grimpe à 59 %. À ce niveau de revenu, la facture d’énergie est devenue un véritable tribut qui n’arbitre plus seulement les loisirs, mais qui ampute aussi certains besoins parfois vitaux. Le chauffage contre le médecin, la voiture contre les vacances, parfois le repas… Pour les plus modestes, en somme, c’est devenu un poste que l’on ne pilote plus. Que l’on subit.
Le grand retour du nucléaire
Entre la pression budgétaire et l’angoisse géopolitique, l’opinion française a réordonné ses priorités énergétiques et le nucléaire en est le grand bénéficiaire. En janvier 2022, 42 % des Français refusaient de voter pour un candidat prônant la sortie du nucléaire ; quatre ans plus tard, ils sont 55 %. Treize points gagnés en quatre ans.
Sur la question de l’énergie jugée la plus intéressante pour l’avenir du pays, la filière gagne dix points en un an ; le solaire en perd neuf. Longtemps drapeau de la droite gaulliste et de quelques centristes pragmatiques, la filière atomique redevient un repère transpartisan de l’opinion. 74 % des sympathisants LR, 62 % des électeurs Renaissance et 59 % de ceux du Rassemblement national refusent un candidat qui acterait la sortie du nucléaire.
Mais l’inflexion la plus parlante vient du Parti socialiste : 51 % de ses sympathisants partagent désormais cette position. Le tabou socialiste hérité des années Jospin est en train de céder.
L’air du temps va, d’ailleurs, dans le même sens à l’échelle du continent européen. La Belgique, qui s’était promis à la sortie en 2003 sous l’impulsion des écologistes alors au gouvernement, a abrogé sa loi en mai 2025 et négocie, depuis le 30 avril dernier, avec Engie pour reprendre la main sur ses sept réacteurs. L’Italie, qui avait banni le nucléaire après Tchernobyl puis confirmé son rejet par référendum trois mois après la catastrophe de Fukushima en 2011, a adopté en février 2025 une loi-cadre rouvrant la voie à l’atome, avec l’objectif de remettre la filière en route d’ici à 2027.
Ursula von der Leyen parle désormais « d’erreur stratégique » à propos du recul nucléaire des deux dernières décennies. « On a un vrai basculement, analyse Pierre-Marie Perrin. Le solaire est désormais perçu comme intermittent, avec des composants qui viennent majoritairement de Chine, alors que le nucléaire offre fiabilité et prix maîtrisés. De plus, 89 % des Français estiment que les conflits internationaux renforcent leurs préoccupations énergétiques. La souveraineté est devenue une question centrale. »
La fin de l’évidence renouvelable
Le vent a tourné pour les énergies renouvelables. Le solaire et l’éolien, que l’on présentait il y a dix ans comme la promesse d’une électricité à la fois moins chère et plus abondante, n’ont tenu ni l’un ni l’autre dans l’esprit des Français : interrogés sur l’énergie qui leur paraît la plus intéressante pour l’avenir du pays, ils ne sont plus que 20 % à citer le solaire, et 7 % à croire dans l’éolien.
Il faut dire que les projets d’installation d’éoliennes, terrestres comme maritimes, se cognent souvent à l’opposition têtue des territoires, jusqu’à transformer nombre de nouvelles planifications en bataille de plusieurs années. Ce qui passait pour un consensus s’est effrité sans grand fracas, non sous le coup d’une révolte mais d’une lassitude installée, qui se lit sondage après sondage.
« On nous a vendu les énergies renouvelables pendant des années comme la révolution, comme l’avenir de l’énergie. On se rend compte aujourd’hui qu’elles ne peuvent pas représenter 100 % du mix énergétique. Il y a une déception », tranche Thomas Lam, député Horizons des Hauts-de-Seine, qui accueille cette semaine à l’Assemblée nationale la présentation de l’enquête, organisée par Hellio.
Rénover les logements, l’enfer des évidences
Et puis, à rebours de ce désamour, il y a un terrain sur lequel les Français se retrouvent : la rénovation énergétique des logements. 83 % la jugent prioritaire – un score qui traverse les classes d’âge, les revenus, les zones d’habitation, et jusqu’aux sympathies partisanes.
C’est, à ce jour, le seul sujet énergétique sur lequel le pays sait à peu près ce qu’il attend de l’État, et il en attend beaucoup. Concrètement, c’est la maison mal chauffée, l’appartement qui suinte, l’isolation qu’on n’a pas les moyens de refaire – un sujet qui touche des millions de Français, au porte-monnaie comme à la santé. C’est en ce sens que, en janvier 2020, le gouvernement d’Édouard Philippe avait lancé MaPrimeRénov’, en remplacement du crédit d’impôt transition énergétique, avec l’ambition d’en faire le principal levier public de la rénovation. Six ans plus tard, le dispositif est remanié à peu près chaque année. Barèmes, plafonds, périmètres : tout bouge et, à force, plus personne ne sait à quoi il a droit.
Dans sa circonscription d’Asnières-sur-Seine (Hauts-de-Seine), où les copropriétés vieillissantes se comptent par centaines, Thomas Lam voit défiler les cas : « Prenons un appartement classé F [qualifié de « passoire thermique » sur l’échelle du diagnostic de performance énergétique, qui va de A à G, NDLR]. Le seul moyen de le faire remonter, c’est une isolation par l’intérieur. Ça coûte 10 000 euros et ça fait perdre deux mètres carrés. À Asnières-sur-Seine, deux mètres carrés, c’est 16 000 euros. Le propriétaire va-t-il les retrouver en économies d’énergie sur un deux-pièces ? Ça prend du temps. Alors soit il garde le bien pour sa famille, soit il vend souvent à un investisseur qui le bascule en Airbnb. La rénovation énergétique vient ainsi nourrir la crise du logement. »
Ces résultats sont moins le constat d’un retour en arrière que celui d’une maturation. Pendant deux décennies, l’écologie aura été un horizon partagé, parfois un dogme. Elle redevient ce qu’elle aurait toujours dû être : une politique. Avec ses arbitrages, ses contraintes, ses comptes à rendre. Un sujet politique, au sens propre du terme.
/https%3A%2F%2Fwww.lepoint.fr%2Fresizer%2Fv2%2FRQYKBUH2ZFJ35LVGBACPWOKVUE.jpg%3Fsmart%3Dtrue%26auth%3Da7e951562452c2334446d73eff7fc3eb04e643dbe8a787d6dc7f8b43dbb54f70%26width%3D1200%26height%3D630)
Le pire n’est jamais sûr, et nous aurons de l’énergie...
Nous ne risquons pas la panne sèche, mais la raréfaction, la réduction...
C’est la différence entre disette et famine. Avec la disette vous avez faim mais vous ne mourrez pas de faim.
Nous allons connaître une disette énergétique plus ou moins prononcée dans les prochaines semaines (fin avril, début mai).
Si la situation dans le Golfe se normalise la disette sera petite. Si cela dure encore plusieurs mois, la disette sera rude et nos vacances de cet été seront très coûteuses en gasoil !
Les dégats sont faits. Nous avons des destructions, des blocages. Tout cela prendra dans tous les cas du temps pour un retour à la normale.
« Ceci est un article ‘presslib’, c’est-à-dire libre de reproduction en tout ou en partie à condition que le présent alinéa soit reproduit à sa suite. Insolentiae.com est le site sur lequel Charles Sannat s’exprime quotidiennement et livre un décryptage impertinent et sans concession de l’actualité économique. Merci de visiter mon site. Vous pouvez vous abonner gratuitement à la lettre d’information quotidienne sur www.insolentiae.com. »
/https%3A%2F%2Fwww.franceinfo.fr%2Fpictures%2FL6a-Fqzd7yjv5ofyrCuqRb_PB6M%2F0x55%3A993x614%2F1500x843%2F2026%2F04%2F12%2F69dbed3967976404330460.jpg)
Carburants, gaz : faut-il craindre une crise énergétique mondiale ? Les attaques contre les infrastructures pétrolières et gazières du Golfe se multiplient depuis plusieurs semaines. Raffineries endommagées, installations stratégiques à l’arrêt et inquiétudes croissantes des experts alimentent la crainte d’une crise énergétique majeure aux répercussions mondiales.
Le visage du désespoir....
Il existe une expression sombre que l’on adopte généralement face à un problème grave, un problème que l’on sait ne pas pouvoir résoudre, ni même vouloir. Cela semble être le cas des hauts responsables bruxellois, dont le porte-parole de l’énergie, Dan Jorgensen, a dû nous faire une apparition à deux reprises cette semaine, chargé de préparer le terrain pour le rationnement des carburants et autres mesures. Le résultat est loin d’être convaincant.
Tout d’abord, Jorgensen, comme on dit à Bruxelles, s’est adressé aux ministres européens de l’Énergie. Il a reconnu l’existence d’une crise d’approvisionnement en carburants essentiels au fonctionnement normal de l’économie, a prédit que cette crise allait perdurer, puis est passé aux choses sérieuses, appelant à une réponse centralisée plutôt qu’à des « réponses nationales fragmentées et à des signaux perturbateurs envoyés au marché ». Il faut bien faire avec ce qu'on a à faire
En parlant d'agenda, les remarques adressées aux ministres de l'Énergie se sont conclues par un message fort : « L'indépendance énergétique est la voie à suivre et un impératif stratégique : économiquement et en matière de sécurité, et pas seulement pour le climat. Énergie propre produite localement, électrification, interconnexions modernisées et efficacité énergétique : voilà la seule voie possible. »
Pendant ce discours percutant, le prix du diesel en Europe a dépassé les 200 dollars le baril et devrait encore augmenter, car des pétroliers partis du golfe du Mexique, initialement à destination de l'Europe, ont changé de cap et contournent désormais l'Afrique, selon Bloomberg. Par ailleurs, un pétrolier chargé de diesel au Royaume-Uni a mis le cap sur l'Australie. Il faut dire que la situation semble bien plus critique en Australie qu'en Europe, pour le moment. Bravo à ce pétrolier !
Pendant que les pétroliers sillonnent les routes, un rédacteur économique d'EUobserver, dont le CV mentionne le titre de « journaliste spécialisé dans l'économie du climat », a plaidé pour un rationnement du carburant. Enfin, pas littéralement, mais il a avancé un argument convaincant : subventionner les carburants serait finalement plus néfaste que bénéfique car, j'en déduis, nous épuiserions ainsi ces mêmes carburants plus rapidement. Difficile de contester cet argument, alors je m'abstiendrai.
Jorgensen est alors intervenu pour lancer un nouvel avertissement alarmant. Dans une interview accordée au Financial Times, qui semble jouer le rôle d'une nouvelle version d'Euractiv, le commissaire à l'énergie a déclaré : « Ce sera une crise longue… les prix de l'énergie resteront élevés pendant très longtemps.»
Au cas où certains n'auraient pas saisi la gravité de la situation, Jorgensen a apparemment tenté d'improviser, sans grand succès : « La rhétorique et les mots que nous utilisons sont plus graves aujourd'hui qu'au début de la crise », a-t-il affirmé, avant de préciser que l'UE n'était « pas encore confrontée à une crise de sécurité d'approvisionnement », mais qu'elle devait néanmoins se préparer à l'éventualité d'une telle crise. Comment ? En rationnant le carburant, bien sûr.
Javier Blas, de Bloomberg, a également plaidé en faveur du rationnement du carburant dans une récente tribune, affirmant que cette mesure serait moins dévastatrice pour l'économie que ce que j'appellerais une destruction organique de la demande par le biais des prix. Je ne contesterai pas cet argument, car il est valable, même si l'on pourrait sans doute affirmer que le résultat final serait le même.
Il y a cependant un petit détail à préciser : la mise en œuvre du « rationnement », qui, selon Blas, est une version plus souple des plafonds d'achat de carburant. Reprenant les propos de l'AIE, ou la citant peut-être, Blas a suggéré de « réduire les limitations de vitesse sur les autoroutes et de limiter l'utilisation du chauffage et de la climatisation », ainsi que de « imposer le télétravail afin de freiner les déplacements domicile-travail énergivores ».
Je dis que la mise en œuvre pourrait s'avérer complexe, mais je peux me tromper. Après tout, le contrôle à distance de la consommation électrique des ménages est présenté comme une nécessité absolue, pour notre propre bien. C'est peut-être le moment idéal pour déployer ces compteurs intelligents partout, tant que les fonds sont disponibles. Cela nous rapprocherait considérablement d'un avenir radieux et électrifié où toute l'énergie serait produite localement et la demande « flexible », encadrée par les instances dirigeantes bruxelloises. Comme disait quelqu'un : « Il ne faut jamais gâcher une bonne crise ».
Mais pour cela, il faut des personnes compétentes, et elles manquent cruellement.
Irina Slav 3 avril
https://irinaslav.substack.com/p/the-face-of-desperation?utm_source=post-email-title&publication_id=376351&post_id=193043035&utm_campaign=email-post-title&isFreemail=true&r=216vfx&triedRedirect=true&utm_medium=email
Les quatre piliers de la civilisation moderne...
Quand une société énergivore opte pour un réseau électrique coûteux et peu fiable...
Dans une analyse souvent citée, Vaclav Smil démontre comment le progrès du niveau de vie humain a été conditionné par les inventions permettant de produire une énergie moins chère, notamment à l'ère moderne après l'invention de la machine à vapeur.
Les quatre piliers de la civilisation moderne identifiés par Smil – le ciment, le fer primaire, les matières plastiques et l'ammoniac – ne peuvent être produits, sauf à un coût exorbitant, par des sources d'énergie autres que les combustibles fossiles, le nucléaire et l'hydroélectricité (dont le potentiel de développement est limité).
Il souligne le coût bien plus élevé des énergies renouvelables (éolien et solaire) par rapport aux combustibles fossiles et au nucléaire, se montre sceptique quant à la possibilité d'une transition vers l'éolien/solaire et considère l'hydrogène – grande perspective de l'année dernière – comme une source d'énergie irréalisable à grande échelle. En effet, un kilogramme d'hydrogène équivaut à environ 33 kWh d'électricité, alors que sa production par électrolyse de l'eau nécessite environ 50 kWh/kg.
Pourtant, poussées par des craintes exagérées concernant le réchauffement climatique, toutes les nations développées ont, à des degrés divers, mis en œuvre des politiques visant à remplacer les énergies fossiles par l'éolien et le solaire.
Le seul pays développé à rejeter catégoriquement une telle politique – et ce, seulement depuis un an – est les États-Unis.
Presque tous les autres pays se montrent plus réticents, comme en témoigne leur hésitation à présenter des plans complets de réduction des émissions conformes aux exigences de la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques
Ces politiques ont eu des effets manifestes. Car, malgré les affirmations du CSIRO, le coût des énergies renouvelables – telles qu'elles sont fournies pour répondre aux besoins des consommateurs – est bien supérieur à celui des autres sources d'énergie. Les comparaisons internationales des prix de l'électricité et de la part des énergies renouvelables dans l'approvisionnement le confirment.
Les inconvénients de l'éolien et du solaire sont particulièrement criants pour l'Australie, qui possède l'un des charbons les moins chers au monde, idéalement situé à proximité des grandes agglomérations.
L'idée que la hausse des prix de l'électricité soit due à des facteurs mondiaux ou à une augmentation des coûts des centrales thermiques est contredite par la comparaison des prix dans différents pays. Il y a vingt-cinq ans, les douze pays mentionnés ci-dessous affichaient des prix allant de deux (Russie) à dix (Japon) cents américains par kWh. L'Australie se situait dans la fourchette haute, mais ses prix représentaient à peine plus de la moitié de ceux du Japon.
Aujourd'hui, l'Australie et le Royaume-Uni se partagent la dernière place, avec des prix quatre fois supérieurs à ceux du Texas, deux fois supérieurs à ceux de la Californie et trois fois supérieurs à ceux de l'Indonésie, pays concurrent riche en ressources naturelles. Même le Japon affiche des prix inférieurs de deux cinquièmes. L'Australie, le Royaume-Uni et l'Union européenne ont été les plus actifs dans la transition énergétique, favorisant le remplacement des énergies fossiles par les énergies renouvelables. L'éolien et le solaire représentent désormais plus d'un tiers de l'approvisionnement australien. Les obligations de réduction des émissions des pays en développement sont encore à venir, et ces derniers se montrent peu enclins à une transition rapide vers les énergies renouvelables.
Ces prix élevés pèsent lourdement sur les pays pionniers en matière de politiques de réduction des émissions, notamment sur les activités énergivores comme la métallurgie, contraintes de fermer ou maintenues à flot par des subventions.
Le soutien aux énergies renouvelables au sein de l'UE pourrait être en baisse. Les militants écologistes allemands s'inquiètent du désintérêt croissant des électeurs pour la décarbonation : ils déplorent le report du système d'échange de quotas d'émission pour les bâtiments et le ralentissement de la réforme de la législation sur le chauffage.
À l'inverse, l'Australie et le Royaume-Uni redoublent d'efforts.
L'Australie dispose de l'un des programmes de subventions aux énergies renouvelables les plus complets au monde. Les sources gouvernementales ne publient plus le montant total des subventions, mais les informations publiques disponibles l'estiment à environ 16 milliards de dollars par an.
Ce montant inclut l'obligation pour les fournisseurs d'énergie d'intégrer l'éolien et le solaire, les subventions directes pour ces sources et les coûts des vastes réseaux de transport nécessaires à la distribution de cette énergie dispersée et à faible densité. Pour accélérer le déploiement du réseau de transport d'électricité, le gouvernement a adopté une nouvelle loi sur la protection de l'environnement et la conservation de la biodiversité (EPBC), dont une disposition clé vise à raccourcir les longues procédures d'approbation.
Les subventions aux énergies renouvelables comprennent également l'obligation pour les 215 plus grandes entreprises émettrices de CO2 de réduire leurs émissions de 30 % et le programme d'investissement dans les capacités (CIS), annoncé en décembre 2022, dans le cadre duquel le gouvernement conclut des contrats pour l'éolien, le solaire et les batteries, à des prix garantis pour une durée de trois à sept ans. La dernière estimation des coûts totaux annualisés (hors aides supplémentaires annoncées après les élections de 2025) est la suivante :
Le gouvernement a commandé le rapport Nelson afin d'élaborer des recommandations sur les politiques futures. Ce rapport, publié fin 2025, préconisait un nouveau mécanisme d'accès au marché de l'électricité (ESM) pour remplacer le CIS, en allongeant la durée des contrats à prix garanti pour les énergies renouvelables jusqu'à 30 ans.
Par ailleurs, suite aux restrictions imposées au développement de nouvelles ressources gazières en Nouvelle-Galles du Sud et au Victoria depuis 2012, les pénuries de gaz nécessaires à la production d'énergies renouvelables s'aggravent. Le gouvernement fédéral a proposé une politique de réservation de gaz afin d'obliger les producteurs de gaz du Queensland à réorienter leur approvisionnement vers le sud.
Même si cette mesure est applicable, elle ne suffira pas à faire baisser les prix.
L'Australie se distingue par sa capacité à atteindre la neutralité carbone. En renforçant ses politiques, le gouvernement fédéral risque d'aggraver la hausse des prix de l'électricité et la baisse de fiabilité du réseau, conséquences des sanctions imposées aux énergies fossiles (et au nucléaire), ce qui nuira à la compétitivité du secteur et engendrera des coûts considérables pour les consommateurs et les contribuables.
Alan Moran
https://www.spectator.com.au/2025/12/the-four-pillars-of-modern-civilisation/
La France produit trop d’électricité pour une demande qui stagne. Le gouvernement, pris entre lobbys et calculs politiques, reporte à 2026 sa feuille de route énergétique. Faute de savoir trancher.
Il y a encore une semaine, l’entourage de Bercy y croyait dur comme fer. « Il y a 80 % de chances que la PPE soit adoptée avant Noël », se persuadaient les plus optimistes, convaincus que la Programmation pluriannuelle de l’énergie finirait par sortir, quitte à être imposée par décret. Puis l’assurance s’est fissurée. La probabilité est tombée « à 50 % ». Avant que Matignon, ce 18 décembre, ne repousse officiellement l’échéance à « début 2026 » – au mieux.
« Sébastien Lecornu veut en faire un marqueur fort d’action, montrer que son gouvernement peut prendre des décisions structurantes pour l’avenir du pays », justifie une source proche de l’exécutif. « Mais dans le contexte actuel, le texte aurait été noyé. » Trop de budget, trop de tensions parlementaires, trop de rapports contradictoires.
La réalité est plus embarrassante. La PPE, censée fixer la trajectoire énergétique de la France pour les dix prochaines années, cristallise comme rarement les contradictions d’un pouvoir privé de majorité, contraint de composer avec des groupes politiques antagonistes, et incapable de trancher sur un sujet devenu hautement inflammable. Repoussée depuis 2023, sans cesse remaniée, la PPE est devenue le symptôme d’un exécutif… qui navigue à vue.
De très hautes ambitions…
À l’origine, pourtant, la PPE devait incarner un tournant. Élu en promettant de réduire la part du nucléaire et de fermer jusqu’à quatorze réacteurs, Emmanuel Macron est contraint de virer de bord après la crise énergétique de 2022, provoquée par la guerre en Ukraine, l’envolée des prix et les déboires du parc nucléaire français. À Belfort, en février 2022, il acte ce revirement et érige la PPE en vitrine de son « en même temps » : la relance assumée du nucléaire s’accompagnera d’un développement massif des énergies renouvelables, en particulier du photovoltaïque et de l’éolien en mer.
Dans sa dernière version, à l’été, le texte prévoyait encore d’ajouter près de 200 TWh de production renouvelable, afin d’absorber une explosion programmée de la demande électrique. Emmanuel Macron promettait alors une réindustrialisation rapide et une décarbonation complète de l’économie d’ici 2050. Toute la programmation reposait sur cette hypothèse : la demande allait forcément exploser.
… Contrariées par le réel
Mais dans le monde réel, ce n’est pas ce qui s’est produit.
Non seulement la consommation d’électricité stagne depuis vingt ans, mais elle recule depuis la crise du Covid. Les chocs successifs – pandémie, guerre en Ukraine, incertitudes industrielles – ont durablement abîmé la demande. « On ne peut évidemment pas promulguer une PPE qui ne tienne pas compte de cette stagnation », tranche Émeric de Vigan, fondateur du cabinet de conseil 42 Advisors et spécialiste des marchés de l’électricité. « Continuer à raisonner comme si la consommation allait exploser est totalement déconnecté de la réalité. »
Dès l’été, le haut-commissariat à l’énergie atomique alerte Matignon sur le risque de « construire des actifs échoués dès leur mise en service ». L’Académie des sciences, l’OPECST, plusieurs think tanks spécialisés convergent. Le 9 décembre, RTE finit par acter ce que les experts pressentent depuis des mois : dans son bilan prévisionnel, le gestionnaire de réseau révise drastiquement ses hypothèses. Si le rythme d’électrification devait rester le même qu’aujourd’hui, la France n’aurait pas besoin de 615 TWh d’électricité en 2035, mais d’environ 505 TWh. RTE reconnaît l’entrée dans une phase de « surcapacité transitoire », pour au moins deux à trois ans.
Cette surabondance est déjà là. Au printemps et en été, la production excède largement la demande. La France a exporté près de 90 TWh d’électricité l’an dernier et doit régulièrement écrêter ses installations renouvelables pour éviter la saturation du réseau. Une électricité non consommée – mais payée, les producteurs étant indemnisés pour arrêter de produire. Les réacteurs nucléaires, eux, sont contraints de « moduler » de plus en plus souvent, c’est-à-dire de brider leur production pour éviter une saturation du réseau – une contrainte très coûteuse, et susceptible d’altérer les matériaux du réacteur, confirmerait un rapport d’EDF encore confidentiel, mais transmis au gouvernement.
« Nous sommes en train de créer des usines qui produisent un bien qui ne vaut rien », résume Émeric de Vigan. « Aujourd’hui, un nouveau panneau solaire installé en France a une valeur ajoutée nulle, voire négative. Dans un pays normal, on tiendrait compte de ce signal avant de continuer à investir. »
Querelles politiques
Mais « depuis la dissolution, nous ne sommes plus un pays normal », soupire le député non-inscrit Raphaël Schellenberger. Depuis des mois, il plaide pour réorienter les maigres ressources de l’État vers l’électrification, afin de booster la demande. « Si nous étions raisonnables, nous lancerions juste assez de travaux pour permettre aux filières industrielles de survivre, notamment pour l’éolien offshore. Cela vaut aussi pour le nucléaire : étant donné ses coûts, nous pouvons nous contenter pour l’instant d’un démonstrateur, et d’une seule paire d’EPR2 à Penly », juge-t-il. « En attendant que la demande se réveille… Nous avons su le faire dans le secteur de la Défense, en conservant une armée d’échantillons qui a maintenu nos compétences. »
Mais la réalité technique se heurte frontalement à la politique. Redoutant un ralentissement de programmes lourdement subventionnés, les industriels des renouvelables font depuis des mois le siège de Bercy, agitant les risques de pertes d’emploi et de souveraineté. Un lobbying soutenu, qui rencontre un écho certain auprès d’élus locaux, qui voient dans les projets solaires et éoliens des leviers d’investissement et des symboles à exhiber avant les municipales. À gauche comme chez les écologistes, le développement des ENR est devenu un marqueur politique – comme le « tout nucléaire » est devenu un totem pour le Rassemblement national.
Une fuite en avant ?
Selon nos informations, la version actuellement travaillée à Bercy continue de prévoir un développement soutenu des renouvelables – notamment de l’éolien offshore, en dépit des incertitudes sur les coûts futurs de son raccordement. Une trajectoire politiquement commode, permettant de ménager l’aile gauche de l’Assemblée, mais de plus en plus difficile à justifier dans un contexte de disette budgétaire. « Quand la demande sera là, nous aurons le temps de construire », insiste Émeric de Vigan. « L’urgence, aujourd’hui, est de consommer davantage d’électricité décarbonée, pas d’en produire toujours plus. »
C’est précisément l’objet de la mission confiée par Roland Lescure à Raphaël Schellenberger sur l’électrification de l’industrie. À partir du 1er janvier, le député entamera une tournée des acteurs, dans l’espoir de comprendre pourquoi une cinquantaine de projets d’électrification de l’industrie, représentant déjà 6,5 GW de puissance, restent bloqués. « Est-ce un problème de financement, de normes environnementales, de lourdeurs administratives ? On l’ignore. Ce que l’on sait, en revanche, c’est que cette demande existe – et qu’elle n’est pas satisfaite. Un comble ! »
En reportant la PPE à 2026, le gouvernement espère bâtir une séquence plus cohérente, associant la production à un véritable plan d’électrification des usages. Officieusement, il évite surtout d’assumer une évidence : la stratégie énergétique française des dernières années reposait sur des hypothèses trop optimistes – et qui continuent à l’être. Publiée mi-décembre, la nouvelle Stratégie nationale bas carbone (SNBC) de la France promet une baisse des émissions de CO2 de 5 % par an jusqu’en 2030 – alors que les émissions n’ont baissé que de 0,8 % en 2025, justement parce que l’électrification ne décolle pas. « Ce n’est pas sérieux, ce gouvernement s’enferme dans la pensée magique, avec des promesses intenables », s’agace un haut fonctionnaire. Peut-être est-il simplement déjà en campagne ?
Distanciation entre les Etats-Unis et l'Europe, intransigeance Russe face à l'Ukraine, pressions chinoises dans la mer de Chine, menaces d'invasion du Venezuela, l'inventaire n'est pas exhaustif. Sur ces enjeux, l'industrie militaire aimerait se présenter comme antidote.
Cependant, les mouvements tectoniques actuels de la géostratégie mondiale s'expliquent plus aisément avec une grille de lecture centrée sur l'impératif premier d'accéder au pétrole, aux minerais verts et aux terres rares.
Dans sa nouvelle doctrine de "Stratégie Nationale de Sécurité" publiée au début décembre, Washington pousse l'Europe "à se tenir debout toute seule".
Depuis la deuxième guerre mondiale, les Etats-Unis avaient endossé la position de grand-frère bienveillant afin que le vieux continent bénéficie d'assez de pétrole et de méthane, notamment du Moyen-Orient.
La guerre froide permettait ce luxe.
Aujourd'hui, l'autonomie demandée à Bruxelles implique de ne plus compter sur l'Oncle Sam pour accéder aux hydrocarbures.
On s'en doutait, la réalité arrive.
Au Moyen-Orient, depuis dix ans, Pékin et l'Asie engloutissent la part dévolue à l'Europe et la Maison Blanche voit son influence diminuer. De facto, ses intérêts se recentrent sur la sécurisation pour sa propre consommation.
Pékin a subtilement camouflé ses ambitions derrière les sonorités poétiques de la "Route de la Soie".
L'ingénieux système propose un échange entre services contre des denrées stratégiques avec les pays du Sud Global. Si la Chine avait souvent copié ses concurrents, aujourd'hui son concept est repris par ses adversaires.
Ainsi, la Banque Export-Import Américaine a reçu du congrès américain plus de 135 milliards de dollars pour activer le plan de dominance énergétique et stratégique sur le modèle chinois. Ce montant est à mettre en parallèle avec le démantèlement de la US-AID et son budget de 100 milliards de dollars. La pauvreté et la misère du monde n'offrent pas la même rentabilité et la puissance d'un baril de pétrole.
Ainsi l'Egypte et le Pakistan pourraient ouvrir une brèche avec des investissements américains afin de garantir des livraisons de méthane.
Même le français Total Energies pourrait recevoir proche de 5 milliards de dollars pour mieux dessiner les contours américains de son projet de gaz liquide au Mozambique. Sans surprise, l'énergie nucléaire est au centre des préoccupations de Trump, notamment dans les projets d'extraction d'uranium, utilisé pour fabriquer du combustible pour les centrales, dont les flux se sont déplacés vers la Chine et la Russie.
La Maison Blanche a compris qu'elle devait rompre sa dépendance vis-à-vis de Pékin pour ces ressources qui se trouvent au cœur des secteurs de la défense et de la technologie.
Ainsi, l'insistance avec laquelle les faucons de Washington regardent vers le pétrole lourd du Venezuela en dit long. Georges Bush Junior avait trouvé l'excuse des armes de destructions massives pour envahir l'Irak.
Aujourd'hui, l'administration américaine entrevoit derrière une guerre contre le narco trafic, un motif pour remplacer le président Maduro. La garantie des livraisons d'or noir vénézuélien, qui convient parfaitement aux raffineries du Texas, vaut bien une entorse à la bienséance.
Cette obsession des grandes puissances sur les ressources stratégiques trouve un écho dans l'annexion des sous-sols du Donbass. En plus d'un corridor de protection avec la Russie, les minerais de fer, de charbon, de lithium ou de potasse qui s'y trouvent, raisonnent comme une malédiction pour les Ukrainiens.
Vladimir Poutine pourrait recevoir l'aval du président Trump en échange d'un accès au grenier énergétique russe. Les Américains ne peuvent pas laisser à la Chine l'exclusivité de ces gisements.
Les capacités de la Chine ou des Etats-Unis à rivaliser dans la course mondiale à la puissance militaire, à l'industrialisation ou à l'intelligence artificielle dépendra moins de la puissance de calculs, du savoir-faire technologique ou de la précision de leurs armes, mais de l'accès à l'énergie nécessaire à leur développement, leur utilisation et leur maintien.
Article publié dans le journal Le Temps 12 12 2
https://2000watts.org/index.php/energies-fossiles/petrole/1446-la-course-a-la-dominance-energetique-est-lancee.html
Alors que la consommation d’électricité stagne, le gestionnaire du réseau appelle à modérer les ambitions de la PPE3, et à redoubler d’efforts sur l’électrification des usages...
Le débat électrise la classe politique depuis des mois. Faut-il, alors que la consommation d'électricité ne décolle pas, poursuivre le déploiement rapide et massif de nouvelles capacités de production électriques, comme le demandent à grands cris les producteurs de renouvelables ? Ou mettre la pédale douce et réorienter les investissements vers l'électrification des usages, comme le suggèrent de nombreux scientifiques, l'Académie des Sciences en tête ?
Alors que le gouvernement peine à finaliser la troisième programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE3), promise par Sébastien Lecornu d'ici à la fin de l'année, le bilan prévisionnel actualisé, présenté par RTE ce 9 décembre, modifie en profondeur les données du débat… Et illustre sa complexité.
Après avoir frôlé la pénurie en 2022, sous le triple effet d'un problème de corrosion sous contrainte bridant ses réacteurs, d'une sécheresse historique asséchant ses barrages et d'une guerre en Ukraine contrariant son approvisionnement en gaz, la France est entrée dans une nouvelle ère. La production nucléaire est remontée en flèche, les barrages ont retrouvé leur étiage, et le solaire et l'éolien ont progressé à un rythme jamais observé, le nombre de panneaux solaires passant de 10,4 gigawatts (GW) installés en 2020 à 26,7 GW en 2025, faisant exploser la production, notamment à la mi-journée.
La France, en d'autres termes, a non seulement restauré ses capacités pilotables, mais elle a aussi engagé un vaste chantier de développement des énergies renouvelables, afin de remplir ses objectifs de décarbonation – 60 % de l'énergie consommée dans le pays étant encore carbonés. Mais alors que, il y a deux ans seulement, RTE anticipait qu'un boom de la consommation électrique allait absorber ces surplus, suivant les projections pleines d'allant du gouvernement, la réalité s'est grippée…
Une demande atone
« Certains parleront de surcapacités, d'autres d'abondance… Le résultat est le même : on produit plus d'électricité qu'on n'en consomme », résume Thomas Veyrenc, directeur général Économie, stratégie et finances de RTE.
Pour atteindre la neutralité carbone, le gouvernement anticipait 15 millions de véhicules électriques en 2035 ? La tendance actuelle nous conduit vers 3 millions. La décarbonation de l'industrie devait avaler 45 TWh d'électricité supplémentaire ? Elle frémit à peine, la consommation électrique du secteur restant inférieure de près de 8 % à la période pré-Covid… Et les projets de production massive d'hydrogène à partir d'électricité décarbonée marquent le pas, n'ayant pas réussi à trouver leur modèle économique.
« Sur la consommation, les chocs successifs nous placent clairement dans l'univers du scénario C », reconnaît le président de RTE Xavier Piechaczyk, en référence à la trajectoire dite de « mondialisation contrariée » imaginée en 2023, caractérisée par une demande atone – alors que le gouvernement a bâti son projet de PPE3 sur le scénario le plus optimiste, le scénario A.
Le projet de PPE actuellement sur la table prévoit en effet une consommation totale de 615 TWh d'électricité en 2035… Or elle ne devrait pas dépasser 580 TWh, selon le nouveau scénario établi par RTE, voire 505 TWh si les étoiles refusent encore de s'aligner. « À court terme, selon Xavier Piechaczyk, la France est entrée dans un épisode de surcapacité transitoire, pour au moins deux à trois ans. »
Deux scénarios : l'un optimiste, l'autre pessimiste
Dans le détail, anticipe désormais RTE, deux trajectoires se dessinent. Celle, optimiste, d'une « décarbonation rapide », et celle – plus conforme à la tendance actuelle – d'une « décarbonation lente ».
La première implique, selon les modèles du gestionnaire, environ huit millions de véhicules électriques en circulation en 2030, ainsi que la concrétisation effective de 60 % des projets de décarbonation industrielle, d'hydrogène et de data centers aujourd'hui déclarés. Ce scénario conduirait à une consommation électrique de 580 TWh en 2035 (et de 510 TWh en 2030). C'est clairement celui que soutient RTE, en recommandant d'y adapter la construction de nouvelles capacités de production.
Même dans cette version optimiste, les ambitions du gouvernement seraient nettement revues à la baisse : alors que la version de travail de la PPE3 prévoit encore, conformément aux plans annoncés par Emmanuel Macron en 2022, environ 90 gigawatts de solaire à l'horizon 2035, RTE préconise plutôt 55 à 65 GW, selon les scénarios. Même logique pour l'éolien en mer : la PPE3 tablait sur 18 GW de capacités installées en 2035, quand RTE recommande plutôt une fourchette située entre 10 et 13 GW. Ces scénarios – baptisés R2 et R3 –, explicitement mis en avant par le gestionnaire de réseau, permettraient « d'éviter la formation d'une surcapacité structurelle », tout en préservant les industriels du renouvelable, et la cohérence du mix à long terme.
La PPE3 face au mur du réel
Mais ces nouveaux investissements ne seraient soutenables qu'à une condition : que la France parvienne à enclencher cette « décarbonation rapide ». En cas d'échec, même ces trajectoires pourtant revues à la baisse créeraient un excédent de production trop difficile à absorber.
Certes, les surcapacités actuelles présentent des avantages : les exportations d'électricité ont atteint un record de 89 TWh 2024, et atteignent déjà 82 TWh cette année sur les 11 premiers mois. Les prix de l'électricité restent parmi les plus bas d'Europe (le mégawattheure est 30 euros moins cher qu'en Allemagne). Mais en cas de décarbonation lente, estime RTE, des « surcapacités durables » feraient augmenter d'environ 7 % le coût du mégawattheure (MWh). Les charges liées au soutien public aux ENR augmenteraient. Et les producteurs d'électricité seraient contraints de brider leur production beaucoup plus souvent, pour éviter les black-out. « Il faudra écrêter jusqu'à 30 GW pour les ENR, et moduler 50 TWh de nucléaire, » estime Thomas Veyrenc – un niveau tel qu'il risquerait d'avoir de lourdes conséquences techniques pour les centrales, en entraînant l'usure accélérée de certains équipements.
« L'enjeu, désormais, est d'éviter que cette situation ne se pérennise », prévient-il. Car la France ne peut pas, à long terme, fonctionner dans un régime où l'électricité produite n'est pas intégralement utilisée : les écrêtements massifs d'énergies renouvelables, déjà observés au printemps dernier, lorsque plusieurs gigawatts de solaire ont dû être arrêtés en milieu de journée, deviendraient alors quasi quotidiens dès la fin de la décennie.
Booster l'électrification
D'où l'appel lancé à électrifier d'urgence les usages. L'avenir de la PPE « se jouera dans les prochains mois », insiste Thomas Veyrenc. Les multiples projets de raccordement au réseau électrique, sur lesquels RTE s'est basée pour ses prévisions, se concrétiseront-ils ? D'autres verront-ils le jour ? « Le problème n'est pas le nombre de data centers qui attendent leur raccordement, c'est le nombre de réseaux qui attendent leur projet de data center », avoue-t-il – laissant percevoir l'ampleur du défi.
Au premier trimestre 2026, RTE et le gouvernement prévoient de passer en revue l'intégralité des projets aujourd'hui sur la table, afin de départager ceux qui disposent réellement d'un modèle économique, d'un financement sécurisé et d'un calendrier opérationnel de ceux qui ne sont, pour l'heure, que des annonces ou de vagues intentions.
Si RTE reconnaît que le risque de surcapacités est réel, l'opérateur souligne dans le même souffle qu'un moratoire brutal sur les nouvelles capacités serait tout aussi périlleux. Les filières renouvelables, déjà ébranlées par deux années de gel des appels d'offres, ne s'en relèveraient pas sans casse. Et si, dans trois ou cinq ans, l'électrification accélérait enfin, le pays se retrouverait dépourvu, faute d'avoir continué à investir. « L'industrie déteste les stop-and-go », prévient Xavier Piechaczyk. Autrement dit : s'il faut bel et bien ralentir le rythme, attention à ne pas casser une dynamique.
Un défi politique et budgétaire
Le gouvernement, lui, marche sur une ligne de crête. Comment réduire les ambitions de production, sans toutefois donner le sentiment d'un renoncement ? Comment éviter les surcapacités sans briser les filières ? Comment assumer publiquement que la consommation ne sera pas au rendez-vous, tout en promettant qu'elle… finira par l'être ? Le Premier ministre a demandé au ministère de l'Économie de plancher sur une stratégie d'électrification complémentaire à la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE). Une gageure, en période de contrainte budgétaire, et alors que l'électrification implique d'accélérer le déploiement des bornes de recharge, de sécuriser les aides aux pompes à chaleur, de soutenir les industriels basculant vers des procédés décarbonés, de réformer taxes et tarifs pour rendre l'électricité plus compétitive que le gaz…
Selon RTE, le fait de basculer d'une trajectoire de décarbonation lente vers une décarbonation rapide ferait baisser d'environ sept euros par mégawattheure le coût complet du système électrique, tout en évitant des modulations nucléaires particulièrement coûteuses, pour absorber l'intermittence des renouvelables. Autrement dit, stimuler la demande serait bien plus efficace, économiquement et techniquement, que ralentir le développement des renouvelables de manière « excessive »…
Toute la difficulté résidant désormais dans l'exacte définition que le gouvernement choisira, dans ses documents de programmation, de donner à ce mot : « excessif ».
La transition énergétique de l'Europe a détruit son économie...
On peut opter pour une électricité bon marché et fiable afin de favoriser la croissance économique et la prospérité, ou pour un réseau électrique alimenté par l'énergie éolienne et solaire. L'Europe a choisi cette dernière option.
Jusqu'à présent, la promesse d'une « énergie solaire et éolienne abondante » n'a abouti qu'à un seul résultat : une réduction de 30 % des émissions de carbone par rapport aux niveaux de 2005. Heureusement, l'alimentation des familles européennes est financée par la réduction des gaz à effet de serre, n'est-ce pas ? Malheureusement, cette réduction des émissions est le seul avantage du plan actuel de l'Europe, qui consiste à détruire des centrales à charbon et nucléaires fiables au profit d'infrastructures éoliennes et solaires imprévisibles et peu fiables. Voici le Wall Street Journal qui expose les faits accablants :
« L’Allemagne affiche désormais les prix de l’électricité domestique les plus élevés du monde développé, tandis que le Royaume-Uni enregistre les tarifs industriels les plus élevés, selon une analyse portant sur 28 grandes économies réalisée par l’Agence internationale de l’énergie. L’Italie n’est pas loin derrière. Les prix moyens de l’électricité pour les industries lourdes dans l’Union européenne restent environ deux fois supérieurs à ceux des États-Unis et 50 % supérieurs à ceux de la Chine. »
Peut-être que rompre tous les ponts – et faire sauter les pipelines sous-marins – avec l'énergie conventionnelle russe bon marché n'était pas la meilleure idée.
Quoi qu'il en soit, en l'absence de changements majeurs, l'Europe s'est définitivement exclue de l'essor fulgurant des centres de données et de l'IA. Pourquoi la plupart des centres de données du monde occidental sont-ils construits aux États-Unis ? Il suffit de regarder le graphique ci-dessus. Un coût considérable pour les opérateurs de centres de données réside dans l'énorme consommation électrique de leurs serveurs et de leurs systèmes de refroidissement. Ils peuvent payer plus de 25 centimes d'euro/kWh dans certains pays européens, alors qu'ils peuvent venir ici et ne payer que 8 centimes d'euro/kWh. Cette différence est un facteur décisif.
Dans certains cas, ce ne sont même pas les prix qui freinent les centres de données : l'industrie européenne des infrastructures ne peut tout simplement pas y faire face. « Jérôme Evans, PDG d'un opérateur allemand de centres de données, souhaitait agrandir ses deux centres de données à Francfort, carrefour névralgique d'Internet en Allemagne. Le fournisseur d'électricité local lui a indiqué qu'il devrait attendre dix ans, jusqu'en 2035, pour disposer de l'énergie nécessaire. »
Les exemples illustrant les conséquences des choix européens en matière d'infrastructures énergétiques sont innombrables :
« “Nous perdons des industries à un rythme alarmant”, a déclaré Dieter Helm, professeur d'économie à l'université d'Oxford et conseiller des gouvernements britanniques en matière de politique énergétique. En octobre, la société chimique britannique Ineos a annoncé la fermeture de deux usines dans l'ouest de l'Allemagne en raison du coût élevé de l'énergie. Plus récemment, ExxonMobil a annoncé la fermeture de son usine chimique en Écosse et a menacé de se retirer du marché européen de la chimie, arguant que les politiques environnementales la rendaient non compétitive. »
Parallèlement, l'imprévisibilité de l'énergie solaire et éolienne nuit à l'ensemble du secteur. Les coûts de construction et d'exploitation sont masqués par les taxes carbone et les subventions publiques, et l'électricité est de toute façon injectée dans le réseau même par temps nuageux ou sans vent. Alors, où est le problème ? Ces jours sans production, où les panneaux et les usines restent inactifs, obligent à acheter de l'électricité, à un prix élevé, auprès des pays voisins. Lorsque cette situation perdure pendant des semaines, les prix peuvent s'envoler pour tous.
Comme souligné précédemment, les problèmes ne font que commencer, et la question du traitement de la vague imminente de « déchets d'énergie renouvelable » exigera une réponse.
L'Europe a mené sa grande transition énergétique selon une stratégie du « ou », contrairement à la stratégie du « et » adoptée par les États-Unis. L'Europe a décidé de fermer toutes ses centrales à charbon, à gaz et nucléaires tout en essayant de développer autant que possible l'éolien et le solaire pour compenser les capacités détruites. Comparée à des pays comme les États-Unis, qui ont choisi de développer simultanément toutes les infrastructures, la situation est alarmante.
Les États-Unis ont franchi une nouvelle étape dans le développement de l'énergie nucléaire en annonçant un investissement de près d'un milliard de dollars pour le déploiement de nouvelles technologies de réacteurs avancés. 400 millions de dollars seront alloués à la Tennessee Valley Authority (TVA) pour le développement du réacteur BWRX-309, conçu conjointement par GE Vernova et Hitachi. Leur réacteur est déjà en construction au Canada, sur le site de Darlington, tandis que la demande de permis pour la construction de la deuxième version est en cours d'examen par la NRC (Commission nationale de réglementation nucléaire des États-Unis).
Holtec recevra 400 millions de dollars supplémentaires pour le déploiement de deux réacteurs SMR-300 sur le site de Palisades, dans le Michigan. Ces deux modèles, financés par le Département de l'Énergie, sont des réacteurs de plus petite taille, avec une puissance cible d'environ 300 MW électriques, contre environ 1 100 MW pour les réacteurs AP1000, beaucoup plus imposants, construits en Géorgie. Cette catégorie de réacteurs, petits mais néanmoins performants, vise à minimiser l'emprise au sol et à soutenir les réseaux électriques à petite échelle. Ils peuvent également alimenter les grands centres de données.
La situation de la France....
En 2024 la consommation totale d’énergie primaire de la France a été de 215 Mtep, soit 1,5 %
de la consommation mondiale, en croissance de 1 % par rapport à 2023. Cette récente
augmentation ne doit pas masquer qu’en tendance, comme pour l’EU 27 dans son ensemble,
sa consommation est à la baisse depuis un maximum de 255 Mtep en 2005. On remarque la
part très importante du nucléaire dans son mix de consommation d’énergies primaires, 46 %
en 2024 contre 13,1% pour l’EU 27 et 5,2% pour le monde, et donc la part plus faible des
combustibles fossiles, en particulier le charbon, un bon point pour le climat et la santé
publique.
La production annuelle de pétrole de la France est devenue très faible, environ 0,6 Mtep en
2024. Sa production de gaz naturel est également maintenant insignifiante, de l’ordre de 0,1
Mtep par an sur le gisement de Lacq, utilisé pour les besoins de la plateforme industrielle
associée. Elle a commercialisé en 2024 l’équivalent de 1 Mtep de biogaz, soit 4 % de sa
consommation totale de gaz, avec un objectif de 4 fois cette valeur en 2030, ce qui ne sera très
probablement pas atteint.
N’ayant jamais été un important producteur de pétrole et de gaz, elle dispose d’un volume à
priori très limité de roches-mères favorables à l’exploitation de pétrole et de gaz de
« schistes », exploitation qu’elle a d’ailleurs pour l’instant interdite. En ce qui concerne son
approvisionnement pétrolier et gazier, la France a donc tout autant de souci à se faire que les
autres pays de l’EU 27.
Conclusion
Le risque semble donc élevé qu’à terme de quelques années, contrairement aux prédictions
de l’AIE, l’approvisionnement mondial en pétrole et en gaz ne soit plus au rendez-vous d’une
demande croissante. Ce risque est le plus élevé pour les pays qui, comme ceux de l’EU 27,
dépendent presque exclusivement de leurs importations pour leur approvisionnement car les
quantités disponibles sur le marché mondial diminueront plus vite que les quantités produites.
Etant donné l’importance dominante du pétrole et du gaz dans la consommation d’énergie des
sociétés industrielles et l’étroite corrélation qui existe entre consommation d’énergie et
richesse matérielle, se produirait alors pour celles-ci un appauvrissement progressif ayant pour
effet une interminable crise économique et sociale.
L’EU 27 cherche depuis des années à remplacer le pétrole et le gaz dans leurs utilisations
principales (transports et pétrochimie pour le pétrole, chaleur industrielle et domestique,
fabrication des engrais, production d’électricité pour le gaz) par d’autres sources d’énergie,
officiellement pour des raisons climatiques. Mais pourra-t-elle le faire à un rythme suffisant
pour compenser le déclin de leur disponibilité ? Car les délais sont courts et la tâche est
immense.
La France possède dans ce domaine un atout majeur dont aucun autre pays dans le monde
ne dispose encore : c’est l’importance de son nucléaire. Celui-ci, par sa capacité à produire
de grandes quantités d’électricité à des coûts raisonnables, permettrait en effet de remplacer
progressivement le volume considérable de pétrole utilisé dans les transports, sa principale
utilisation (48 milliards de litres de carburants vendus en 2024 dans l’hexagone:
Il est regrettable, et très dommageable pour les Français, qu’une génération entière de
politiciens ne l’ait pas encore compris ou ait refusé de l’admettre, avec comme résultat une
dégradation de cet outil précieux et un retard inquiétant dans son développement.
*Bernard Durand a été Directeur de la division Géologie-Géochimie de l’IFPEN et Président
du Comité scientifique de l’European Association of Geoscientists and Engineers (EAGE)).
Octobre 2025 (extrait)
https://aspofrance.org/2025/11/13/petrole-et-gaz-naturel-point-de-situation-2025-bernard-durand-octobre-2025/
Quand la CRE sort de son rôle, devient militante et
perd toute crédibilité
La Commission de Régulation de l’Énergie a été créée en 2000 comme « Autorité administrative indépendante » (AAI) chargée notamment de garantir le bon fonctionnement des marchés français de l’énergie au bénéfice du consommateur (réf. : site de la CRE https://www.cre.fr/).
Elle a cru bon, le 1er septembre 2025, de publier un document intitulé « Débats sur l’énergie : démêler le vrai du faux ». Ainsi donc, il serait nécessaire d’intervenir dans les débats pour « garantir le bon fonctionnement des marchés » ?
La CRE sort ainsi insidieusement de son rôle pour intervenir publiquement sans le dire sur le champ politique des choix énergétiques.
En effet, sur les dix thèmes portant sur « Démêler le vrai du faux » abordés par la CRE, trois d’entre eux sont très fortement critiquables et font l’objet d’analyses plus complètes dans la note jointe également intitulée : Avis de SLC sur le doc « Démêler le vrai du faux » de la CRE. Il s’agit des affirmations suivantes, concernant les EnRi variables et intermittentes électriques, à savoir l’éolien et le solaire photovoltaïque :
- « Les EnR sont-elles responsables de l’évolution de la facture ? FAUX ! »
Le message subliminal est ici : les EnRi électriques ne coûtent pas cher au consommateur d’électricité. Cela en justifiant que « Le soutien des énergies renouvelables par l’État n’est à ce jour pas directement répercuté sur la facture ». Tout est dans le mot « directement », formellement exact mais trompeur sur le fond car ce soutien est bel et bien payé in fine par les contribuables-consommateurs d’électricité, qui sont largement les mêmes. Et les EnRi alourdissent bel et bien leur facture personnelle et collective (voir note jointe). Il y a donc dans l’affirmation de la CRE une double tromperie, qui joue à la fois sur la forme et sur le fond.
- « La France a-t-elle prévu d’investir 300 milliards d’euros pour développer les EnR ? FAUX ! »
Le message subliminal est ici : les investissements requis par les EnRi électriques sont tout à fait raisonnables et supportables. Pour le justifier, la CRE sous-estime très fortement les coûts d’investissement du réseau de distribution, et retient par ailleurs une hypothèse minimaliste concernant les futures charges de soutien public que nécessiteront les EnRi supplémentaires anticipées selon la PPE3, dont le montant est impossible à déterminer sérieusement à l’horizon 2035 et au-delà jusqu’en 2060 ! C’est jouer aux dés avec des charges financières non prévisibles qui pourraient devenir considérables et précisément se rapprocher des 300 Mds€ (voir note jointe).
- « Le black-out espagnol a été provoqué par un trop plein d’énergie solaire que le réseau n’a pas su absorber ? FAUX !»
Le message subliminal est ici : le solaire photovoltaïque n’est pour rien dans le black-out espagnol. Ceci en faisant référence à une déclaration du gouvernement espagnol, quasi-immédiate après le black-out et manifestement politicienne, car elle semble surtout avoir eu pour but de dégager sa propre responsabilité de « prescripteur-décideur » du mix électrique espagnol, pour faire porter cette dernière au gestionnaire du réseau de transport espagnol. On ne peut que s’étonner que la CRE s’appuie sur une information aussi contestable, sans aucune valeur scientifique, pour appuyer son argumentation, alors que l’on est en attente du diagnostic approfondi que doit produire l’ENTSO-E, organisme qui regroupe l’ensemble des gestionnaires de réseaux d’électricité européens et leur meilleure expertise, chargée de dire le vrai sur les causes profondes, multifactorielles, du black-out.
En conclusion, on le voit sur ces trois exemples, au prétexte d’informer, la CRE n’hésite pas à biaiser les faits et les réalités et à utiliser de fausses ou semi-vérités pour promouvoir des analyses et suggérer des conclusions qui relèvent plus du militantisme que de l’indépendance et de la rigueur intellectuelle que l’on est en droit d’attendre d’une Autorité administrative indépendante qui est censée agir par délégation de l’État. Même si d’autres affirmations parmi les sept autres « démêlent » correctement le vrai du faux, cela disqualifie l’ensemble de la démarche et décrédibilise le rôle de la CRE.
*******
Pour accéder au texte de l’analyse de Georges SAPY :
Avis de SLC sur le doc « Démêler le vrai du faux » de la CRE
Copyright © 2025 Association Sauvons Le Climat
Pointant les risques d’un surinvestissement dans les énergies renouvelables, le texte a stoppé in extremis la publication du décret sur la programmation pluriannuelle de l’énergie...
Le décret était prêt, les arbitrages rendus, disait-on, les relectures finalisées. Le 1er août dernier, un communiqué de presse annonçant la publication du décret de Programmation pluriannuelle de l'Énergie (PPE3) fuite dans les médias… Avant d'être rapidement démenti. « Ça bloque à Matignon », confie alors, piteux, un proche du ministre de l'Énergie.
Rédigée par les services du ministre de l'Industrie et de l'Énergie Marc Ferracci, soutenue discrètement par l'Élysée, cette feuille de route traçant les ambitions du mix électrique français à l'horizon 2035 devait enfin fixer les volumes à installer : relance du nucléaire, mais aussi développement massif de l'éolien off-shore et du solaire…
Un point d'orgue fébrilement attendu par les filières renouvelables, qui multiplient depuis des mois les alertes sur le gel des appels d'offres et les risques de fermeture de chaînes de production. Mais qui consterne, alors, des parlementaires profondément divisés sur la stratégie à adopter, et qui avaient obtenu la promesse que le débat ne serait pas écrasé. Une proposition de loi sur la « Programmation nationale et simplification normative dans le secteur économique de l'énergie », dite PPL Grémillet, devait en effet être débattue à l'automne…
Le 1er août pourtant, tout s'arrête. François Bayrou suspend la publication. Le Premier ministre vient de lire une note confidentielle transmise courant juillet, à leur demande, aux parlementaires de l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) planchant sur la question. Elle a été rédigée par le haut-commissaire à l'Énergie atomique, Vincent Berger. Le texte, rigoureux et factuel, que nous publions, alerte sur le risque d'une surcapacité structurelle, la trajectoire prévue risquant de conduire à la création massive « d'actifs échoués », pour un coût « considérable » pour le contribuable français.
Une surcapacité déjà visible, des prix en chute libre
Dans cette note datée du 10 juillet, le haut-commissaire s'inquiète d'abord d'un fait peu commenté, mais désormais bien documenté : la France est entrée dans une situation structurelle de surcapacité électrique, qui rend inopérant tout projet d'expansion photovoltaïque sans ajustement de la demande.
Ces dernières années, le nombre de panneaux solaires a progressé de manière inédite, passant de 10,4 gigawatts (GW) installés en 2020 à 26,7 GW en 2025, selon RTE. Nos voisins allemands et espagnols ont suivi la même tendance, développant en une seule année (2024) « autant de capacités solaires que l'ensemble du parc français ».
La production solaire a donc explosé à la mi-journée… Sans que la demande suive ! Dès le printemps 2025, détaille la note, les signaux sont devenus massifs : vingt-trois jours sur trente en avril, et vingt-neuf jours sur trente et un en mai, les prix spots de l'électricité sont devenus nuls ou négatifs entre 11 heures et 16 heures. Autrement dit, l'électricité produite à ces heures-là n'a pas trouvé preneur. Elle a dû être écoulée à perte, faute de pouvoir être massivement stockée, tout en étant payée à son prix garanti à ses producteurs…
Dans ce contexte, les moyens de production doivent s'effacer. Les centrales à gaz réduisent leur puissance au minimum, les barrages ralentissent, les stations de pompage hydroélectriques stockent l'excédent. Même le nucléaire est contraint de moduler, avec des baisses de puissance allant jusqu'à 15 GW certains jours. Mais ces ajustements ne suffisent plus.
Le 29 mai, le gestionnaire du réseau RTE a dû demander l'effacement de 4 GW de production solaire autour de midi. Vingt gigawattheures (GWh) d'électricité ont été ainsi « perdus », dans la mesure où ils ont été rémunérés via les compléments de rémunération, mais non injectés sur le réseau.
Une anomalie structurelle, estime Vincent Berger. « Ce phénomène était déjà présent en 2024 et s'est fortement accentué en 2025. […] Si une offre photovoltaïque est ajoutée aux moyens de production actuels, alors que la demande reste en berne, ces moyens PV supplémentaires seront obligés de ne pas produire. Nous aurons donc des actifs en partie échoués, dès leur inauguration, avec des coûts importants sur le consommateur et pour le contribuable. »
Le parc nucléaire à la limite de sa flexibilité
L'idée que le solaire viendrait utilement compléter le nucléaire, postulat régulièrement repris dans les documents ministériels, est battue en brèche. La note rappelle une série de contraintes physiques difficilement contournables, récemment mises au jour.
D'abord, un réacteur nucléaire ne peut pas être redémarré rapidement. « Si l'on arrête un réacteur en fin de matinée, il ne sera pas disponible en soirée », écrit son auteur. Le temps de redémarrage est d'au minimum vingt-quatre heures, pour des raisons de sûreté et de thermodynamique.
Ensuite, même en fonctionnement, la puissance d'un réacteur ne peut pas descendre sous un certain seuil. Ce « minimum technique » est généralement de l'ordre de 20 % de la puissance nominale. En deçà, la stabilité du cœur devient difficile à maîtriser. Par ailleurs, en fin de cycle, certains réacteurs ne sont plus capables de moduler du tout.
Ces éléments combinés imposent un seuil plancher à la production nucléaire, estimé à 20 GW. Autrement dit, même lorsque le solaire injecte massivement dans le réseau, une part incompressible du nucléaire doit rester connectée. Dès lors, tout nouveau développement photovoltaïque au-delà de cette capacité risque de devoir s'effacer à certaines heures. « Le photovoltaïque sera structurellement empêché de produire. Ces installations seront donc en partie des actifs échoués dès leur mise en service », alerte la note.
Des hypothèses de consommation déconnectées
Pourquoi, dans ce contexte, la PPE3 prévoit-elle de multiplier les capacités renouvelables ? Parce qu'elle repose sur le scénario A de RTE, conçu pour épouser la trajectoire de décarbonation « fit for 55 » adoptée par l'Union européenne (UE). Ce scénario postule une hausse de 140 térawattheures (TWh) de la consommation d'électricité entre 2019 et 2035. Mais aucun des leviers censés soutenir cette hausse – électrification massive des transports, redémarrage industriel, développement rapide de l'hydrogène vert – ne s'est encore activé.
La PPE3 est dimensionnée pour alimenter 15 millions de véhicules électriques et 23 % de camions électrifiés d'ici 2035, qui représenteraient une hausse de 42 TWh de la consommation électrique. Or les ventes ont stagné à 300 000 véhicules en 2023 et 2024. « Si on poursuit une telle stagnation, on sera seulement à 3 millions de véhicules électriques en 2035 et non à 15 millions », prévient la note. Pour atteindre l'objectif, les ventes devraient s'envoler à 1,5 million de véhicules par an… Improbable, alors que les dernières tendances montrent une décroissance des ventes.
Deuxième postulat porté par la PPE : la réindustrialisation. Mais la consommation électrique de l'industrie chute depuis dix ans : 124 TWh en 2014, 103 TWh en 2023. Même en intégrant les besoins futurs des data centers, la trajectoire de 160 TWh prévus en 2035 paraît illusoire.
Troisième levier : l'hydrogène vert. Là encore, le décalage entre les ambitions de la PPE et la réalité est criant. Le plan Hulot visait 100 000 tonnes produites en 2023, mais à peine 3 % de l'objectif ont été atteints. Le coût de l'hydrogène vert reste prohibitif : 6 €/kg, contre 1,5 €/kg pour l'hydrogène fossile. « Aucun modèle économique ne permet aujourd'hui de produire de l'hydrogène vert à un coût compétitif », écrit Vincent Berger. Le prix du CO₂ devrait dépasser 300 €/t pour inverser la logique. Or il oscille actuellement autour de 70 €.
Une facture publique en forte hausse
Ces déséquilibres techniques et économiques se traduisent par un coût public croissant. La Commission de régulation de l'énergie (CRE) estime que les charges de soutien aux ENR atteindront 10,9 milliards d'euros en 2025, contre 8,9 milliards prévus. En 2026, ce montant grimpera à 12,9 milliards.
Parallèlement, les coûts de raccordement de ces nouvelles capacités, dispersées, « vont se chiffrer en dizaines de milliards », analyse le député (Liot) du Calvados Joël Bruneau, rapporteur d'une étude en cours sur « les impacts technologiques de l'évolution du mix énergétique ».
« Si nous ajoutons trop d'ENR au moment même où la consommation stagne, les périodes de prix négatifs vont augmenter, pendant lesquelles il faudra quand même assurer les engagements pris auprès des producteurs de renouvelables, tout en payant les coûts fixes. Ne serait-il pas plus urgent de subventionner l'électrification de nos usages ? »
Au seuil d'un débat budgétaire particulièrement difficile, et alors que François Bayrou alerte quotidiennement sur l'explosion de la dette et l'indispensable réduction des dépenses, les arguments ont porté. « La décarbonation de l'économie est plus lente que prévu, et nous aurons le temps de la voir venir. Il faut environ trois ans pour développer un parc solaire, il serait déraisonnable de se précipiter », confie un conseiller du gouvernement, partisan d'une forme de « moratoire ».
D'autres poussent, au contraire, pour une publication rapide d'objectifs ambitieux. « L'absence de PPE gêne réellement l'éolien off-shore, pour des raisons industrielles. Pour investir dans les ports, les réseaux, les études de projet, la filière a besoin de soutien public… Et elle fait pression pour que des décisions soient prises avant le 8 septembre, pour que les appels d'offres soient lancés. » La question reste entière : à quel prix ?
Cette semaine, un projet d'accord entre la Commission européenne et les États-Unis fait parler l'ensemble de la classe politique...
En effet, Donald Trump aurait accepté de limiter les droits de douane à 15% pour les produits envoyés depuis l'Europe vers les États-Unis. En contrepartie, l'Europe se serait engagée à acheter 750 milliards d'énergie aux américains sur 3 ans, soit 250 milliards par an. Je ne vais pas polémiquer et discuter avec vous sur le fond mais sur les faits qui nous concernent ici, c'est- à-dire les produits énergétiques.
Pour vous donner un ordre d'idée, le montant évoqué par les diplomaties européennes et américaines, supposerait une multiplication par quatre des importations européennes d'énergies fossiles américaines par rapport aux volumes actuels. Mais les chiffres à suivre vont simplement vous démontrer l'impossibilité d'un tel accord. Peut-être que les électeurs de Trump seront satisfaits par le message et que personne n'ira vérifier la vérité sur les importations d'énergie en provenance des Etats-Unis.
Ci-dessous quelques chiffres pour replacer l'église au milieu du village :
Comme je l'ai écrit un peu plus haut, 750 milliards sur 3 ans, cela fait 250 milliards par an.
Depuis 3 à 4 ans, l'ensemble des importations européennes de pétrole, de gaz et de charbon (tous fournisseurs confondus) représentent entre 300 et 400 milliards par an.
Si on résume, l'accord signé entre Donald Trump et la CE, signifierait que nous devrions acheter entre 75% et 100% de nos énergies fossiles aux États-Unis.
Comme l'explique très bien Jean-Marc Jancovici dans une note, les USA produisent un peu plus de 19 millions de barils/jour et en consomment un peu moins de 19. Importer des USA 75% de nos besoins, signifierait que les USA nous vendraient un gros tiers de leur production, qu'ils consomment. Nous pouvons tenir le même raisonnement sur le gaz.
Ma principale interrogation concerne les réponses des pays producteurs et de l'OPEP, car les volumes de GNL et de pétrole vont s'accumuler sur les marchés et sur les océans. J'y vois une bulle sur le gaz dans 3 ou 4 ans comme nous avons connu en 2016.
En résumé cet accord est perdant/perdant pour les deux parties, des petites entreprises vont perdre des marges en Europe, le prix va augmenter aux États-Unis et les marges sur le pétrole et le gaz vont s'écrouler et entraîner la faillite des petits producteurs de gaz et de pétrole.
Et pour ajouter un peu de tension géopolitique, hier Donald Trump a lancé un dernier ultimatum à Poutine, en réduisant le délai initial de 50 jours à une dizaine de jours pour mettre fin à la guerre en Ukraine. Nous n’avons pas plus de détails, mais des sanctions américaines pourraient être appliquées sur les pays qui continuent d’acheter du pétrole et du gaz russe, on pense à l’Inde et à la Chine principalement.
Emmanuel Sire
/https%3A%2F%2Fpilott.sirenergies.com%2Fimg%2Fnewsletter-default-header.jpg)
The Atlantic entrevoit une autre conséquence du massacre de l’IRA : une prochaine crise énergétique digne, par sa gravité, du choc pétrolier des années 1970. C’est simple : 93 % des nouveaux approvisionnements en électricité du réseau américain cette année seront produits par le solaire, l’éolien et le stockage d’énergie dans des batteries.
L’abandon de ces investissements, alors que les prix de l’électricité augmentent de 13 % par an depuis 2022, contribuerait à renchérir terriblement les factures d’énergie des ménages et des entreprises, ou à provoquer des coupures dans tout le pays.
Le retour aux centrales à charbon que préconise Donald Trump est aussi illusoire que grotesque. Quant au recours accru au gaz naturel pour la production d’électricité, il se heurte à la pénurie de turbines due à la hausse vertigineuse de la demande d’électricité nécessaire aux centres de données pour l’intelligence artificielle (IA).
Aucune nouvelle centrale à gaz ne pourra entrer en service avant 2030. Et il n’y aura bientôt plus d’alternative.
https://www.courrierinternational.com/article/la-lettre-tech-trump-casse-la-revolution-verte-la-crise-de-l-energie-qui-vient-musk-aux-mains-pleines_232863
L’économie mondiale semble effectuer une transition du pétrole et du gaz-méthane vers l’électricité. A terme, les pétro-Etats pourraient se muter en électro-Etats pour deux raisons majeures. Les piètres performances énergétiques des moteurs thermiques, notamment pour les transports, ainsi que les limites géologiques des hydrocarbures ne pourront pas garantir la croissance économique dans les années à venir.
De plus, une solide puissance armée sera un prérequis pour se réserver un accès direct au pétrole ou au méthane. La sortie du pétrole poussera les autres pays vers l'électrique. On peut comprendre l'empressement de l'Europe de rajouter des muscles pour ne pas rester sur le carreau.
Cependant, l’électrification de l’économie n’est pas sans risque.
Fin avril, l’Espagne et le Portugal ont subi un blackout qui a fait office d’électrochoc.
Contrairement à une panne de pétrole qui peut se gérer sur plusieurs semaines, une panne d’électricité paralyse instantanément un pays. Dans le contexte actuel de changements géopolitiques majeurs, il est fascinant d’observer les stratégies des trois grands acteurs – Chine, Etats-Unis et Europe.
La grande force du réseau européen, c’est son interconnexion entre les pays, qui se résume à «un pour tous, tous pour un ».
La réalité du terrain est cependant moins rose. Le système électrique imposé par Bruxelles a été pensé par le monde de la finance, les grandes banques ainsi que les entreprises de consulting comme McKinsey, très prisées par Ursula von der Layen et Emmanuel Macron.
L’objectif premier n’est pas d’obtenir une résilience du réseau et des tarifs avantageux pour les citoyens, mais de transférer les flux d’argent vers les financiers.
Ainsi le démantèlement des électriciens, particulièrement en Angleterre et en Allemagne, a conduit à une cartellisation des grands producteurs et des tarifs élevés. De leur côté, les distributeurs d'électricité, en contact direct avec les clients, sont proprement détroussés de leur argent via les prix négatif qui apparaissent de plus en plus souvent avec le solaire.
De plus, vidées de leurs substances financières par les dividendes aux actionnaires, les autoroutes de transport d’électricité souffrent de sous-investissements. Leur vétusté peine à accommoder les énergies renouvelables. L’économie européenne est électrisée à 22% alors que ses industries quittent le vieux continent.
Depuis la crise de 2008, la Chine s'est lancée dans un programme d’électrification de son économie. Aujourd’hui elle domine le solaire, l’éolien, les batteries, les voitures, le nucléaire ainsi que les minerais comme le lithium, l’uranium ou les terres rares.
Ainsi, 30% de l’énergie utilisée dans le pays est électrique. C'est une prouesse, car l'économie chinoise comprend une grande part d'industrie qui continuent de consommer du méthane ou du diesel.
En 2025, ce sont 240 gigawatts de solaire qui viendront s’ajouter, soit plus du tiers des installations au niveau mondial. Cette quantité ferait exploser les systèmes européens ou américains. Mais en Chine, le réseau électrique a été pensé par des ingénieurs dont l’objectif est d’éviter les pannes et les blackouts.
Ainsi, des systèmes de délestage et du stockage ont été mis au point pour accueillir les nouvelles énergies. Les surplus, qui atteignent parfois 40%, sont inutilisés. Ces gaspillages se résorberont dans les années à venir. Certainement le prix à payer pour passer à une échelle supérieure.
Enfin du côté des Etats-Unis, les infrastructures souffrent de sous-investissements chroniques, des routes, aux réseaux d’eau ou à l’électricité.
Depuis des décennies les présidents ont porté le choix de donner la priorité financière à l'armée. Les besoins sociaux et d'infrastructures sont relégués à des jours meilleurs.
Les réseaux électriques se limitent souvent à un seul Etat, même si l’interconnexion grandit. Ainsi, le pays est immunisé contre un blackout généralisé.
Cependant, la vétusté des installations et leur capacité d’intégration limitée peinent à accommoder les nouvelles énergies. On comprend ainsi les raccourcis proposés par le président américain, en supprimant toutes les aides au solaire ou à l’éolien. On comprend également l'empressement des Microsoft, Meta ou Amazon de racheter directement des unités de productions situées à proximité de leurs data centers.
La puissance militaire permettra au pays de garder un accès au pétrole et au méthane, notamment au Moyen-Orient et en Amérique du Sud. Aux Etats-Unis, l’électricité représente plus de 20% de la production d'énergie.
Trois régions avec trois conceptions différentes de l’économie de demain et de la place de l’électricité.
Il reste pourtant des questions sans réponses, notamment en cas de rupture du système ou de pannes paralysantes. Tout l’enjeu sera de maîtriser leur stratégie dans toutes les circonstances comme des attaques informatiques, les épisodes climatiques virulents ou une guerre.
Une de ces trois régions sortira vainqueur, laquelle?
Article publié dans le journal Le Temps. Cette version est plus complète
/https%3A%2F%2F2000watts.org%2Fimages%2Fstories%2FElectricite%2FTN-barrage.jpg)
![Urgences énergétiques, la réalité sans filtre ? P. Charlez, F. Perrin et N. Meilhan [EN DIRECT]](https://image.over-blog.com/lShFXlOFG60SVQdTOO4YUATXbVc=/170x170/smart/filters:no_upscale()/https%3A%2F%2Fi.ytimg.com%2Fvi%2FJiL-IEDFd6Y%2Fhqdefault.jpg)
Philippe Charlez : ingénieur des Mines et Docteur en Physique, Francis Perrin : directeur de recherche à l’IRIS, spécialiste des problématiques énergétiques. Nicolas Meilhan : ingénieur et expert en politiques énergétiques, industrielles et de mobilité...3 heures de conversation énergisante...
Nucléaire sous-exploité, énergies renouvelables démesurées, prévisions irréalistes : malgré ces incohérences, le gouvernement veut imposer sa nouvelle programmation énergétique par décret...
Les sénateurs qui assistaient, le 10 mars dernier, à un colloque sur les implications de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), que le gouvernement s'apprête à adopter par décret en avril, en sont restés sonnés. « Imaginez que nous sommes en janvier 2035 », entame ce matin-là le haut-commissaire à l'Énergie atomique, Vincent Berger, en exposant un graphique hérissé de creux et de pics représentant la production des sources d'énergie
« Les plans du gouvernement ont été appliqués : le solaire a été multiplié par 4, l'éolien par 3,3, et la demande en électricité a augmenté, en France, de 22 % […]. Avec une météo identique à celle d'aujourd'hui, cela donnerait : pendant dix jours en janvier, le parc de centrales nucléaires serait entièrement éteint pour absorber le surplus des énergies renouvelables une partie de la journée », explique le physicien.
« Bien sûr, en 2035, nous aurons développé des flexibilités et, peut-être, des moyens de stockage par batteries, reprend-il. Mais le risque est bien de se payer deux parcs entiers, utilisés à moitié. Et, si la demande est moins forte que prévu, ce sera pire ! » Scénario noir, qui verrait les industriels plier bagage et la facture d'électricité des particuliers presque doubler. Irréaliste ?
« Une aberration démocratique »
La PPE, document stratégique qui fixe les priorités énergétiques de la France sur dix ans, déchaîne à nouveau les passions. Maintes fois reportée, la version 2025-2035, troisième mouture, aurait dû être adoptée par le Parlement en 2024, mais la dissolution a rendu l'exercice si complexe que le gouvernement a finalement décidé de l'imposer par décret.
Et la décision – c'est un euphémisme – ne passe pas. « On ne peut pas engager 300 milliards de dépenses publiques sur quinze ans sans passer par le Parlement, c'est une aberration démocratique ! » tempête le sénateur Vincent Delahaye (LR, Essonne), à l'origine, avec son collègue Stéphane Piednoir, d'une lettre adressée fin mars au Premier ministre, signée par 165 sénateurs.
À LIRE AUSSI L'Europe face au défi titanesque de son électrification « Nous demandons une étude d'impact complète et un vote au Parlement. On ne joue pas avec l'avenir énergétique de la France sur un coin de bureau. » À l'Assemblée, Marine Le Pen fait planer la menace d'une censure. D'autres peaufinent déjà, si le décret était adopté, un recours au Conseil d'État.
« Tout cela relève un peu du théâtre politique, mais pas seulement », admet, gêné, un proche de Matignon. « Ce texte a été préparé avant la crise énergétique et la guerre en Ukraine. Certains paramètres peuvent paraître obsolètes… »
Un verdissement accéléré
Obsolètes, seulement ? Le texte, déclinaison pratique de notre stratégie nationale bas carbone, s'inscrit dans le cadre européen du Fit for 55, visant la réduction de 55 % des émissions de gaz à effet de serre entre 1990 et 2030. Pour décarboner dans les délais, la part des énergies fossiles dans le mix énergétique total du pays, actuellement de 60 %, devra être tombée à 30 % en 2035.
À l'inverse, la consommation d'électricité devra passer de 458 térawattheures (TWh) à une fourchette de 666 à 708 TWh. Mais comme les réacteurs nucléaires promis par Emmanuel Macron à Belfort ne sont pas attendus avant 2038, toute la croissance repose sur les énergies renouvelables : dans les dix prochaines années, le solaire doit donc quadrupler (de 20 à 90 TWh), l'éolien terrestre doubler, et l'éolien offshore exploser, passant de 1,9 à 71 TWh, avec la mise en service d'une quarantaine de parcs au large des côtes françaises.
Sur le papier, le plan est idéal, et il permettrait à la fois un verdissement accéléré, le maintien des dernières industries du pays et des économies substantielles en réduisant notre dépendance au gaz et au pétrole importés. Pour justifier ces volumes, la PPE mise sur une électrification massive – voitures, pompes à chaleur, industries décarbonées…
Mais voilà : l'économie va mal, les signaux sont au rouge et l'électrification patine. La demande en électricité stagne à son niveau de 2005. En 2024, la France a exporté 100 TWh – un record –, faute de consommation interne.
« Ni la rénovation des bâtiments (85 000 dossiers financés en 2024 contre 200 000 attendus), ni le développement des véhicules électriques – moins de 300 000 immatriculations contre 430 000 attendues en 2024 –, ni la décarbonation de l'industrie n'ont été à la mesure des prévisions », s'alarme Vincent Berger.
Et cette surproduction coûte cher. Les énergies renouvelables (ENR), prioritaires, forcent le nucléaire à jouer les variables d'ajustement. En 2024, 30 TWh de production nucléaire ont ainsi été « effacés » afin de faire de la place aux électrons intermittents, qu'on ne sait pas stocker.
« On avance à l'aveugle en risquant notre fleuron énergétique »
La nouvelle PPE mise sur le développement des « flexibilités » (le décalage des consommations) pour éviter les tensions. Mais à quel prix ? « On teste les limites du système », s'inquiète un ingénieur d'EDF. Dans un rapport récent, l'inspecteur général pour la sûreté nucléaire et la radioprotection d'EDF s'alarmait de ces variations de charge – jusqu'à 40 % de la puissance en quelques heures – « qui ne sont pas sans risque pour la sûreté du système électrique (dont le black-out) ni sans contrainte sur le fonctionnement des installations ».
EDF vient de lancer une étude pour évaluer l'impact économique et l'effet sur les matériaux de ces brusques modulations imposées aux réacteurs, mais ses résultats ne sont pas attendus avant 2026. « On avance à l'aveugle en risquant notre fleuron énergétique », tonne l'ex-président de l'Assemblée nationale Bernard Accoyer, à la tête de l'association Patrimoine nucléaire et climat (PNC).
Quelques mois avant d'être brutalement remercié, le 22 mars, par les autorités, le patron d'EDF Luc Rémont s'était lui aussi ému de cette étrange stratégie, lors du Forum économique breton : « Si on continue de raccorder à tout va en pensant que ça ne coûtera rien… Mais ça coûtera une blinde ! »
Combien, exactement ? Le gouvernement ne le dit pas. Et les observateurs qui ont épluché la PPE se perdent en conjectures. « En adoptant le texte par décret, le gouvernement se dispense de toute étude d'impact », grince Stéphane Piednoir, à la tête d'un Office parlementaire de l'évaluation des choix scientifiques et technologiques qui n'a, regrette-t-il, jamais été consulté.
« Un mythe, une gabegie ! »
D'ici à 2040, 200 milliards d'euros seraient investis par RTE (Réseau de transport de l'électricité) et Enedis pour développer ou renforcer les réseaux électriques (dont 37 milliards, selon RTE, pour le seul raccordement des parcs éoliens offshore). Les subventions aux renouvelables représenteraient, elles, une centaine de milliards d'euros.
« Les subventions pour 45 GW d'éolien offshore pourraient atteindre 18 milliards d'euros par an d'ici à 2050, prédit le fondateur et ex-président de RTE, André Merlin. Mais les coûts complets (raccordement, adaptation des réseaux, pertes) sont absents des projections. »
« Et pour cause ! » tempête le sénateur Vincent Louault (LR, Indre-et-Loire), qui a passé ces dernières semaines à auditionner, pour le Secrétariat général pour l'investissement (SGPI), les acteurs de la transition énergétique, afin de vérifier que les dizaines de milliards de subventions consenties dans le cadre du plan France 2030 étaient stratégiquement employés.
Le rapport de ce « comité de surveillance » sera remis le 8 avril. Il promet quelques passages corrosifs. « La PPE prévoit jusqu'à 8 GW de capacités d'électrolyse en 2035 pour produire de l'hydrogène vert, alors qu'il n'existe rien aujourd'hui. C'est une légende urbaine, un mythe ! tranche-t-il. La technologie n'est pas mature. Les électrolyseurs sont bloqués à 10 MW, ils ne supportent pas l'intermittence, contrairement à ce qu'on nous avait vendu. On a pris des années de retard. Il faut cesser cette gabegie… »
Les failles de l'éolien offshore
Les mêmes incertitudes pèsent sur l'avenir de l'éolien offshore, alors qu'une filière française naissante compte sur la PPE – et sur les appels d'offres qu'elle pourra déclencher – pour vraiment s'implanter. Dans le port de Saint-Nazaire, les bateaux ont entamé leurs allers-retours au large des îles d'Yeu et de Noirmoutier, où les câbles électriques, protégés de demi-coques en fonte made in France, sont installés pour relier les 61 éoliennes du futur parc, au large de la Vendée.
Mâts et pales géantes attendent d'être bientôt installés, stockés avec les nacelles dans l'usine Siemens Gamesa, qui achève aussi la construction des futures éoliennes du parc de Dieppe-Le Tréport. L'État s'est engagé à acheter, durant vingt ans, leur électricité à 160 € le MWh.
Les Chantiers de l'Atlantique, qui fourniront les sous-stations électriques, tournent à plein régime. Mais ensuite ? Pour contourner les polémiques sur les nuisances supposées de ces infrastructures, le gouvernement entend privilégier des projets d'éolien flottant, plus éloigné des côtes.
Le 27 décembre 2024, l'appel d'offres AO6 pour deux parcs flottants en Méditerranée a été attribué à 85,90 € le MWh. Un prix « compétitif », s'est félicité le ministère de la Transition écologique. Mais un prix « sans lien avec la réalité », admet un familier du dossier. « Ces 85,90 €, c'est du vent – sans jeu de mots. Le raccordement n'est pas inclus. RTE prend en charge les câbles et les stations de conversion, et là, c'est le contribuable qui paie. »
Des projets intenables, coûte que coûte…
Pourquoi cette opacité dans les documents officiels ? « Pour verrouiller des appels d'offres avant que le Parlement ne s'en mêle, et lancer une vague de projets ENR coûte que coûte, dès 2025 », soupçonne Vincent Delahaye. Le projet AO6 prévoit des turbines de 22 MW qui n'existent pas encore à l'échelle industrielle.
« Siemens a un prototype mais rien de commercial n'est attendu avant 2028, au mieux. Sinon, ce seront des turbines chinoises », confie le spécialiste de l'offshore Patrick Belenfant, ex-DG de Bourbon Wind. Installer ces monstres de 300 mètres de hauteur exige des navires spécialisés : « Il n'existe que dix bateaux dans le monde capables de lever des éoliennes de plus de 15 MW, et on en aura besoin de douze d'ici à 2030-2035. À ma connaissance, aucune commande n'a été passée. »
Le port devra être agrandi, explique Sophie Cochard, directrice des opérations au port de Saint-Nazaire : « Nos quais sont trop petits pour ces turbines géantes. Les agrandir coûtera 235 millions d'euros, nous avons fait une demande auprès de France 2030. »
En coulisses, les porteurs du projet l'admettent : « Le calendrier prévoit une mise en service en 2031, mais ce sera plutôt 2034. Si tout va bien… » Un calendrier proche de celui des nouveaux réacteurs nucléaires.
Patrick Belenfant pointe une autre faille : « Les grands énergéticiens ne sécurisent pas la supply chain. Les ETI françaises doivent investir dans leur outil industriel mais, sans visibilité sur les contrats, personne ne bouge. » Ces appels d'offres, lancés à la hâte sous la pression des lobbys des renouvelables, risquent d'accoucher de projets intenables – ou de dépendre de technologies étrangères, au détriment d'une filière locale.
« On fait du “en même temps” énergétique »
Ex-ministre déléguée à l'Énergie, Olga Givernet défend « des filières stratégiques qu'on ne peut pas sacrifier ». Pourtant les acteurs du solaire critiquent, eux, une forme de « double discours » : alors que la puissance installée de panneaux photovoltaïques doit quadrupler, la loi d'accélération des renouvelables (2023) alourdit les projets de tracasseries administratives – permis, compensations environnementales, recours citoyens –, ajoutant des surcoûts.
« On veut du solaire, mais on le tue dans l'œuf. […] Est-ce que les Français savent que l'électricité est deux fois plus taxée que le gaz ? » Une incohérence qui exaspère les acteurs des renouvelables. Alors que la PPE anticipe des milliards d'investissement dans de nouvelles capacités de production pour décarboner son économie, les taxes sur l'électricité augmentent, les aides à l'achat de voitures électriques ou de pompes à chaleur s'amenuisent… « L'incitation par le boulet au pied, c'est un concept curieux », persifle un énergéticien.
Cette déconnexion entre ambitions et réalités techniques trahit une stratégie dictée par l'urgence politique plus que par la cohérence. Les conséquences financières s'annoncent brutales. « D'ici à 2035, le prix doublera pour les particuliers, et il grimpera de 30 % pour les industriels », prédit André Merlin.
Il sera tiré par les prix d'achat élevés des renouvelables garantis par l'État et par le tarif d'utilisation du réseau public d'électricité (Turpe), qui « dépassera 100 € par MWh », pense-t-il. La Commission de régulation de l'énergie (CRE), qui fixe le montant du Turpe, n'a pas réalisé d'étude prospective.
« Le drame de l'exécutif est qu'il est incapable de faire des choix », s'agace Stéphane Piednoir. Il relance le nucléaire – 6 EPR2, mais après 2035 –, dope l'éolien offshore, hors de prix, bricole sur le solaire sans lever les blocages…
« On fait du “en même temps” énergétique : tout et son contraire, sans priorité claire », tacle le sénateur. Les lobbys des renouvelables comblent ce vide, imposant des appels d'offres précipités là où manque une stratégie de long terme. « Le gouvernement n'a pas de politique énergétique, juste des annonces pour cocher des cases européennes », griffe un ex-ministre.
Un plan nullement corrélé à la réalité
« Cette PPE présente deux problèmes de fond, confie un conseiller du pouvoir. Le premier, c'est qu'elle ne fait pas de choix, elle veut plus de tout : solaire, éolien, biomasse, géothermie… Les masses attendues de production d'électricité ne sont pas corrélées à la moindre forme de réalité. »
« Le second problème, c'est que notre réflexion sur les conséquences pour le système électrique d'un afflux massif de renouvelables, et surtout de solaire, n'est pas encore mature, poursuit-il. Nous découvrons les enjeux de la modulation du nucléaire, du déséquilibre du réseau dans le Sud au printemps et en été… Le phénomène est très nouveau, on ne peut pas en tirer de conclusions définitives. »
Il serait donc urgent… d'attendre ? Une hérésie pour le président du Syndicat des énergies renouvelables, Jules Nyssen, qui martèle, à raison, que « la décarbonation est un objectif aussi structurant que l'agriculture », et que, pour se développer, les filières françaises, soumises à une concurrence internationale féroce, notamment de la Chine, ont besoin d'une réglementation « stable et claire ».
Un sujet électoralement explosif
Depuis Matignon, François Bayrou entend les critiques, et il retient pour l'instant son stylo, le temps d'envisager les modalités possibles d'un débat parlementaire avant de signer un décret. Car des portes de sortie existent.
Vincent Berger suggère d'« envisager un scénario où la demande en électricité resterait inférieure à 500 TWh d'ici à 2030 », dans l'hypothèse où le Fit for 55 ne serait pas atteint, et où elle augmenterait ensuite à un rythme plus lent. « Les investissements nécessaires seraient beaucoup moins importants », argue-t-il. D'autres suggèrent « un doublement des ENR d'ici à 2035 » – une trajectoire modeste, mais jugée plus réaliste.
Adopté la semaine dernière en commission à l'Assemblée nationale, dans le cadre du projet de loi simplification, un amendement du député (Horizons) d'Indre-et-Loire Henri Alfandari a placé dans le texte les jalons d'un débat dans l'hémicycle sur la planification énergétique, inscrivant le principe d'une stratégie « à soixante ans » à adopter au Parlement avant 2026.
Une façon de ne pas laisser le RN s'emparer, seul, d'un sujet aussi crucial pour l'industrie, et électoralement explosif. « Notre excédent actuel nous donne du temps. Temporisons, lançons les études d'impact sur le mix le plus optimal, évaluons les risques », a plaidé, le 1er avril, un groupe de parlementaires. La balle est, désormais, dans le camp de l'exécutif.
Etats-Unis, Kazakhstan, Nigéria. Trois pays, trois continents que tout oppose, sauf un point : leur rôle clé dans l’approvisionnement pétrolier de la France. En 2024, ils ont fourni à l’Hexagone près d’un baril sur deux. Un bouleversement majeur dans la carte énergétique française.
Des contraintes logistiques complexes
Si les fournisseurs évoluent, l’acheminement reste un défi colossal. Le pétrole peut voyager en tankers, mais le gaz est une tout autre affaire : gazoducs géants, terrestres ou sous-marins, méthaniers pour le GNL, terminaux coûteux dépassant le milliard de dollars. Résultat ? Des contrats verrouillés sur 25 ans. La transformation des sources d’approvisionnement s’effectue donc sur un temps long. Face à ces contraintes, la France cherche néanmoins à diversifier et déconcentrer ses sources d’importation. Objectif : sécuriser l’approvisionnement et varier les routes d’acheminement.
Un recul des fournisseurs historiques
Côté pétrole, le poids des cinq plus gros fournisseurs a chuté de 12 points en 20 ans. Plus significatif, le top 3 est passé sous la barre des 50%. Les cartes des importations ont aussi été rebattues avec, sur un temps très court, la disparition de la Russie après la guerre en Ukraine, et sur un temps plus long, l’effondrement des achats de pétrole aux pays d’Afrique du Nord et du Moyen-Orient.
Ils ne pèsent plus qu’un tiers du total. Symbole de ce déclin : l’Arabie saoudite. Numéro un au début des années 2000, le Royaume a dégringolé à la 7e place, avec moins de 8% des importations françaises. Parmi les autres pays de la zone, les mouvements peuvent également être très brutaux au gré des guerres, conflits internes, boycotts qui mettent à l’index certains régimes, et destructions d’infrastructures. Les achats à l’Iran, la Syrie, la Libye et l’Iraq ont particulièrement été heurtés, et seuls les deux derniers font encore partie de la liste des fournisseurs de la France.
Les nouveaux acteurs montants
Seul grand vainqueur, l’Algérie, dont le volume des importations a été multiplié par six pour atteindre près de 10% des approvisionnements de l’Hexagone. Cette perte d’influence régionale profite à trois grands pôles : l’Asie, avec l’ascension du Kazakhstan ; l’Afrique subsaharienne, menée par le Nigéria ; et surtout l’Amérique, avec les États-Unis, devenus premier fournisseur de la France grâce à l’explosion du pétrole de schiste.
Un fait marquant : deux des trois pays du top 3 n’exportaient pas une seule goutte de pétrole vers la France il y a 20 ans. L’Europe n’échappe pas à ces mutations. La Norvège reste le dernier fournisseur européen majeur, après la disparition du Royaume-Uni de la liste.
Une mutation rapide du marché du gaz
Côté gaz, il y a une double bascule dont l’origine est la volonté de s’affranchir de l’offre russe. Il y a d’abord celle du gaz naturel vers le GNL après l’arrêt des approvisionnements par gazoduc. Un chiffre néanmoins en partie gonflé par le rôle de plaque tournante européenne de la France en matière de GNL. Quant à la cartographie des approvisionnements, il ressort, comme pour le pétrole, la montée inexorable des États-Unis, devenus deuxième fournisseur de gaz naturel et premier de GNL, ainsi que le rôle important et constant de deux partenaires historiques, la Norvège et l’Algérie. Et il y a enfin la Russie. Sous le poids des sanctions et de la mise à l’arrêt total ou partiel de gazoducs, le filon s’épuise, mais la Russie est devenue un poids lourd du GNL.
La prochaine grande mutation est déjà en marche. En 2023, TotalEnergies et le Qatar ont signé un contrat de 27 ans pour approvisionner la France en GNL à partir de 2026. Un accord qui redessinera encore la carte énergétique de l’Hexagone, une fois de plus.
Publié le jeudi 20 mars 2025
https://www.xerficanal.com/economie/emission/Alexandre-Mirlicourtois-Energie-la-carte-des-importations-francaises-bouleversee
La transition énergétique induit une évolution profonde de l’économie mondiale. Elle induit une augmentation importante de la consommation d’électricité avec les effets cumulés de :
• L’électrification des procédés industriels et de la production de chaleur
• L’électrification des moyens de transport individuels et collectifs
• L’électrification des usages domestiques
Selon le dernier rapport de l'Agence Internationale de l'Énergie, la demande mondiale en électricité bas carbone est appelée à croître de manière exponentielle au cours des prochaines décennies. Cette augmentation des consommations soulève des défis majeurs en termes de :
• Production d’électricité bas carbone
• Maintien et développement d’infrastructures de transport et de stockage de cette électricité
• Garantie d’une sécurité énergétique
Le défi est d’autant plus important que l’adaptation à l’augmentation des températures va demander un surplus d’investissement dans les infrastructures existantes.
Les moteurs de la croissance de la demande en électricité bas carbone sont donc :
- L’électrification des transports, notamment avec l'essor des véhicules électriques, mais de la même manière le recours à l’hydrogène pour le transport maritime ou routier va exiger une production très importante d’électricité pour produire la quantité suffisante d’hydrogène bas carbone.
- Les politiques publiques favorisant l'abandon des énergies fossiles stimulent donc le passage vers des usages bas carbone qui reposent généralement sur une électrification massive.
- La décarbonation des industries et en particulier des industries lourdes, passent souvent par des solutions basées sur l'électricité plutôt que sur le charbon ou le gaz, accentuant la pression sur les réseaux électriques en termes de production et de distribution.
- Par ailleurs, l'expansion des technologies numériques comme l’intelligence artificielle et des capacités de stockage de données contribue à une augmentation rapide de la consommation d’énergie.
La demande mondiale d'électricité devrait croître de 4% par an en moyenne jusqu'en 2027, soit le rythme le plus soutenu enregistré depuis plusieurs années.
Les défis sont donc importants pour répondre à cette demande croissante :
- Il faut investir massivement dans la capacité de production électrique.
- Les énergies renouvelables, notamment le solaire et l'éolien, sont appelées à jouer un rôle central. Cependant, leur intermittence pose des problèmes de stabilité du réseau.
- Le stockage de l'énergie devient donc un enjeu essentiel, avec un besoin croissant en batteries et en solutions de stockage longue durée.
- Le développement du nucléaire est également envisagé comme une solution viable pour fournir une électricité bas-carbone fiable.
Par ailleurs, les infrastructures électriques actuelles doivent être modernisées. Le vieillissement des réseaux de transmission et de distribution représente un risque majeur pour la résilience énergétique. Des investissements massifs sont nécessaires pour prévenir les coupures de courant et garantir un approvisionnement stable. RTE a annoncé en février 2025 que les investissements pour assurer la stabilisation de l’âge moyen du réseau et l’adaptation au changement climatique vont nécessiter 20 milliards d’euros d’investissement sur 15 ans.
Plus généralement, l’Agence Internationale de l’Énergie estime que les investissements énergétiques mondiaux devraient dépasser pour la première fois les 3 000 milliards de dollars en 2024, dont 2 000 milliards destinés aux technologies et infrastructures d’énergies bas carbone.
Les tensions commerciales liées à la sécurité des approvisionnements en énergie et en technologies de stockage pourraient s'intensifier. De plus, les infrastructures électriques deviennent des cibles potentielles de cyberattaques, ce qui oblige les États à renforcer leur cybersécurité.
La croissance de la demande électrique mondiale représente un défi majeur pour les États. Entre le développement des capacités de production, la modernisation des infrastructures et les tensions géopolitiques accrues, cette évolution impose des adaptations profondes.
Les décisions prises aujourd’hui en matière d’investissements et de régulation façonneront le système électrique de demain et la sécurité énergétique européenne.
Anaïs Voy-GillisPublié le mercredi 19 mars 2025
https://www.xerficanal.com/economie/emission/Anais-Voy-Gillis-Face-a-l-explosion-de-la-demande-electrique-mondiale_3753770.html?
La nouvelle programmation pluriannuelle, qui doit être adoptée par décret en avril, est critiquée par le haut-commissaire à l’énergie atomique. Le RN exige un vote.
Le compte à rebours est lancé. Dans moins d'un mois, début avril, le gouvernement prévoit d'officialiser par décret la nouvelle programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE3), un document essentiel fixant la trajectoire énergétique française jusqu'en 2035. Publiée le 4 novembre et ouverte à consultation publique depuis le 7 mars, cette feuille de route, très attendue, répond à une urgence : remplacer la PPE précédente, qui prévoit encore la fermeture de 14 réacteurs nucléaires, une mesure abandonnée après le discours de Belfort en 2022. Le document promet une révolution verte : relance du nucléaire, explosion des énergies renouvelables, électrification massive des usages pour coller au « Fit for 55 » européen (d'ici à 2030, les émissions de la France devront avoir baissé de 23 % ). Mais, à l'approche de l'échéance, la tempête gronde…
Dans un avis corrosif destiné à Matignon, que Le Point a consulté, le Haut-commissaire à l'énergie atomique, Vincent Berger, lance l'alerte sur un plan qu'il juge économiquement insoutenable et techniquement peu crédible, dans un contexte de tensions budgétaires et géopolitiques. « On s'engage dans une surproduction ruineuse et des investissements mal calibrés », confie un proche du dossier, pointant une rigidité française potentiellement dangereuse. « Cette PPE mériterait d'être davantage travaillée et de ne pas sortir trop vite », a sobrement résumé l'ex-grand patron Louis Gallois, auditionné le 13 mars devant les députés, s'alarmant d'une trajectoire « surprenante » dont « les coûts complets n'ont pas été appréciés. »
Des prévisions de demande « surestimées historiquement »
Pour décarboner dans les délais, la PPE3 prévoit une forte hausse de la production électrique, essentiellement portée par le développement des énergies renouvelables : quadruplement du photovoltaïque (qui passerait de 23,3 TWh en 2024 à 93 TWh en 2035) et triplement de l'éolien (de 45,8 TWh à 150 TWh), pour une production totale estimée entre 640 et 692 TWh, contre 536,5 TWh aujourd'hui. Une « politique volontariste de l'offre qui fait peser un risque de surproduction », alerte Vincent Berger, si l'électrification des usages ne suit pas. Or tous les indicateurs sont au rouge.
« Les prévisions de demande ont toujours été surestimées historiquement. Dans les années 1980, EDF anticipait une croissance exponentielle qui ne s'est jamais réalisée. » Les données de 2024 confirment ce scepticisme : 85 000 rénovations énergétiques financées contre 200 000 prévues, 300 000 véhicules électriques immatriculés contre 430 000 attendus… Les ventes de véhicules électriques plafonnent à 17 % du marché. Et rien n'indique une future accélération – au contraire. « Les Français achètent des voitures d'occasion à 4 000 euros, pas des modèles électriques à 40 000 euros, confie un conseiller. Et nous ne sommes pas une dictature, on ne peut pas les forcer à acheter… »
L'excédent de production électrique, évalué à 130 TWh, risque de ne pas pouvoir être exporté, ce qui pénaliserait fortement le contribuable et le consommateur : le marché européen est déjà saturé par les 173 GW de renouvelables allemands, dépassant la consommation maximale du pays (80 GW). Les épisodes de prix quasi nuls ou négatifs de l'électricité en Europe se multiplient. « En 2024, on a compté plus de 300 heures de prix négatifs, deux fois plus qu'en 2023, et 1 300 heures sous 10 €/MWh, trois fois plus », précise Vincent Berger.
À ces niveaux, EDF vend à perte, tandis que la taxe intérieure sur la consommation finale d'électricité (TICFE, ex-CSPE, multipliée par 5 depuis son origine) continue de financer les tarifs de rachat des renouvelables, un mécanisme qui alourdit les factures. « Le consommateur paie en quelque sorte deux fois une électricité qui n'est même pas nécessaire… », écrit le haut-commissaire.
Le nucléaire sous pression
Le nucléaire, avec 361,6 TWh en 2024 (67,4 % du mix), reste essentiel, produisant une électricité à 4,2 gCO₂/kWh selon EDF – bien que la PPE3 l'estime à 12 g sans justification claire. Le discours de Belfort de 2022 a relancé la filière avec six EPR2 prévus et l'abandon de la fermeture de 14 réacteurs. Mais la PPE3 le met sous pression. Les énergies renouvelables, prioritaires sur le réseau, réduisent son taux de charge, actuellement à 70 % contre 92 % aux États-Unis : quand le vent et le soleil sont abondants, les centrales nucléaires doivent cesser de produire pour leur céder la place. « Le sous-emploi augmente mécaniquement le coût du MWh nucléaire, car les coûts fixes doivent être amortis sur une production moindre », tacle le haut-commissaire.
Ces variations de charge, prévues pour atteindre 30 GW en 2035 contre 5-15 GW aujourd'hui, compliquent la gestion du parc. « Elles imposent des contraintes techniques nouvelles », note Vincent Berger, rappelant la crise de 2022 liée à la corrosion sous contrainte, qui a coûté 29 milliards d'euros à EDF et accru la production fossile de 27 % pour compenser.
Elles mettent, surtout, la sûreté du parc nucléaire en péril, alerte dans un rapport récent l'inspecteur général pour la sûreté nucléaire et la radioprotection du groupe EDF, l'amiral Jean Casabianca. « L'arrivée massive des renouvelables a multiplié les variations de charge. Elles ne sont pas sans risque sur la sûreté du système électrique (dont le black-out) ni sans contrainte sur le fonctionnement de nos installations. »
Un coût colossal dans un contexte budgétaire tendu
La PPE3 engage 300 milliards d'euros d'ici à 2040 : 200 milliards pour développer les réseaux électriques (portés par RTE et par Enedis) et 100 milliards pour les subventions aux énergies renouvelables. « En ralentissant le rythme des renouvelables, on pourrait économiser 50 milliards, une somme significative au regard des besoins actuels », admet un familier du dossier, alors que l'État français cherche cette somme pour financer son nouvel effort de défense. Pourtant, le gouvernement opte pour un décret, évitant un vote parlementaire. « Des engagements de cette ampleur devraient passer par la loi de finances », se sont étranglés, le 10 mars, plusieurs sénateurs.
Les subventions aux énergies renouvelables, via la TICFE (33,70 €/MWh contre 17,16 € pour le gaz, 20 fois plus émetteur), pèsent lourdement sur le prix de l'électricité, et ralentissent (un comble !) l'électrification des usages, pourtant recherchée.
On risque de construire un système surdimensionné pour une demande qui ne suit pas.Vincent Berger
Face à ces incertitudes, Vincent Berger propose une alternative : « Réduire les objectifs de développement de l'offre si la demande se révèle moins importante que prévu », c'est-à-dire préserver la capacité de s'adapter au réel, quand la PPE3 grave dans le marbre des objectifs rigides. « On risque de construire un système surdimensionné pour une demande qui ne suit pas », prévient-il, soulignant une faiblesse structurelle du plan.
Un avis largement ignoré par le gouvernement, qui a mis le texte en consultation publique le 7 mars, jusqu'au 5 avril, sans en modifier une ligne. Une « obstination » qui a perturbé de nombreux parlementaires – et déclenché l'opposition virulente du Rassemblement national (RN), prêt à aller au clash. En visite à l'EPR de Flamanville le 11 mars, Marine Le Pen a fustigé « une PPE dramatique qui ruine les Français, qui aggrave la politique énergétique décroissante d'Emmanuel Macron, qui étouffe la souveraineté, l'industrie et le pouvoir d'achat », promettant de s'opposer au décret, alors que la loi Énergie-Climat de 2019 impose que cette PPE soit débattue, et adoptée dans l'hémicycle.
Ira-t-elle jusqu'à poser une motion de censure contre le Premier ministre et son gouvernement ? « On ne peut pas annoncer un grand plan de réarmement et la fin de la naïveté, avec une politique énergétique qui va à rebours de ce que font les autres grandes puissances », s'agace son entourage. « La possibilité n'est donc pas écartée. »
https://www.lepoint.fr/politique/energie-ce-plan-a-300-milliards-qui-pourrait-faire-tomber-le-gouvernement-13-03-2025-2584636_20.php
Les prix de l’électricité se sont envolés ces dernières année et l’Europe est plongée dans une grave crise énergétique. La guerre en Ukraine n’explique pas tout. La dérégulation du secteur ainsi que les énergies renouvelables intermittentes, notamment éoliennes et solaires, contribuent aussi au fiasco actuel.
Et ce n’est pas fini puisque la France et l’Europe ont prévu de persister dans leurs erreurs dogmatiques et même d’appuyer sur l’accélérateur pour développer les éoliennes et les panneaux photovoltaïques dans la future loi de programmation pluriannuelle de l’énergie.
Comment en est-on arrivé là ?
L’électricité n’est pas un bien comme un autre, c’est un service public
La principale motivation pour créer un marché européen de l’électricité était de faire profiter le consommateur d’un prix le plus bas possible. La libéralisation du marché devait permettre d’accentuer les échanges et de faire baisser les prix après la vague de nationalisations de l’après-guerre permettant d’engager de gros investissements pour le long terme.
En France, la loi de 1946 a conduit à la nationalisation de 1300 entreprises et la création d’Electricité de France (EDF) ayant un monopole d’importation et d’exportation, de transport, de production et de distribution. Le programme nucléaire est accéléré en 1974 au moment des chocs pétroliers, avec la construction de 58 réacteurs.
A cette époque, EDF symbolise le service public bien géré.
Dès la fin des années 1950, un début d’interconnexion entre les pays permet un secours mutuel grâce à un marché au jour le jour, entre l’Allemagne, la France et la Suisse, avec un prix fixé toutes les heures, à Bâle.
Aujourd’hui, 30 pays sont interconnectés en Europe et même au-delà, avec la Norvège et la Turquie, ce qui représente plus de 500 millions d’habitants.
Un grand marché s’est installé
Dans les années 1980, la Commission européenne rappelle la nécessité de respecter l’article 90 du traité de Rome : l’électricité doit être considérée comme une marchandise et la concurrence doit s’appliquer à tous.
L’époque est alors très libérale.
Les industriels réclament donc la suppression des barrières à l’entrée des marchés des autres pays. En effet, ceux qui voulaient acheter de l’électricité à EDF ne le pouvaient pas car ils devaient passer par leurs monopoles nationaux.
L’ouverture du marché des télécoms à la concurrence, dans les années 1990, et sa réussite dans la téléphonie mobile, a ouvert la voie.
De nombreux pays regardaient avec intérêt les évolutions en Grande-Bretagne où, en 1984, Margaret Thatcher a mis fin au monopole public de l’électricité pour casser le pouvoir syndical du charbon et du gaz.
Les pays européens ont suivi cette voie libérale.
La première directive sur l’électricité de 1996 supprime le monopole d’importation-exportation, puis celui de la production et de la fourniture d’électricité, afin que tous les acteurs puissent produire et vendre de l’électricité. Elle ouvre ensuite le réseau à la concurrence.
En France, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) voit le jour. Un marché « « spot » est créé pour échanger de l’électricité. Il reste cependant possible de négocier son électricité en dehors de ce marché.
Auparavant, les dirigeants d’EDF établissaient un prix moyen, variable selon les heures creuses et pleines, selon le coût estimé des centrales électriques (hydrauliques, fioul ou nucléaires).
Or, cette façon de procéder n’avait plus de sens dès lors que les prix n’étaient plus régulés et évoluaient toutes les heures selon un système d’enchères.
Aujourd’hui, la loi du marché a imposé que les prix de l’électricité soient couplés à celui du gaz selon un « ordre de mérite ». Un opérateur n’accepte de faire tourner sa centrale que lorsque celle-ci est rentable. Elle doit couvrir au moins ses coûts de combustible.
La dernière centrale la plus coûteuse mise en fonctionnement pour répondre au besoin du marché détermine donc le prix de l’électricité. C’est généralement une centrale à gaz dont le coût de production d’électricité a explosé, notamment à cause de la guerre en Ukraine.
Une crise prévisible
Le marché a déjà prouvé son inefficacité à plusieurs reprises. Dans les années 2000, le prix de l’électricité « au gaz » était bas et défiait toute concurrence. Les rivaux d’EDF gagnaient alors des parts de marché et la Commission européenne n’y trouvait alors rien à redire.
Mais, en 2004, la situation s’est inversée. Les concurrents d’EDF achetaient leur électricité « au gaz » beaucoup plus cher que celle produite à base de nucléaire et ne pouvaient plus rivaliser avec EDF.
Etrangement, dans ce cas, la Commission s’est émue de cette concurrence. Elle est intervenue pour modifier ce marché qui ne fonctionnait pas puisque les entrants ne pouvaient plus gagner des parts de marché.
En réaction, le gouvernement français a créé en 2008 la commission Champsaur qui a rédigé un rapport en 2009. Un an plus tard, la loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l’Electricité) visait à favoriser la concurrence.
Ainsi est née l’ARENH (Accès Régulé à l’Electricité Nucléaire Historique) qui forçait EDF à vendre à ses concurrents 100 térawattheures (TWh) de sa production d’électricité à prix coûtant. D’abord à 40 euros le mégawattheure (MWh), puis à 42 euros afin de les aider à s’installer sur le marché français.
Quelques rares fournisseurs alternatifs, comme Total ou Engie, ont investi. Mais beaucoup se sont contentés de s’installer en « traders » en achetant de l’électricité nucléaire d’EDF ou sur les marchés de gros, et de la revendre au détail aux clients, avec bénéfice, à des prix peu différents des prix réglementés d’EDF.
L’objectif de ce marché de l’électricité, « faussé » par la Commission européenne, avait pour principal objectif de faire émerger les énergies renouvelables intermittentes, notamment éoliennes et solaires, avec la mise en place de prix d’achat garantis.
Un investissement éolien ou solaire pouvait, être rémunéré à hauteur de 150 ou 200 euros le MWh sur quinze ans, voire davantage, contre 50 euros sur le marché. La différence était compensée par une taxe intérieure sur la consommation finale d’énergie (TICFE) de 22 euros par MWh qui a ensuite été intégré dans le budget de l’Etat pour limiter la hausse du tarif réglementé de vente.
Mais ces subventions des énergies renouvelables ont perturbé le marché.
L’échec du marché de l’électricité
Cette approche idéologique est un échec car le marché n’envoie pas les bons signaux pour les investissements de long terme. Fixer le prix en fonction du coût variable d’une énergie sans se préoccuper du long terme ne peut pas fonctionner. L’électricité n’est pas un bien comme un autre, c’est un service public qui ne se stocke pas à grande échelle, avec des contraintes physiques sur les réseaux.
Il y a par ailleurs une contradiction interne au libéralisme de l’Europe. Les politiques énergétiques sont une prérogative nationale, mais la Commission européenne organise une concurrence sur un marché ou les choix nationaux, et donc les coûts de production, sont différents. Il est donc difficile de faire converger les prix au niveau du consommateur.
Faut-il moins de marché ?
Moins de marché et plus de régulation seront nécessaires pour planifier des investissements de production d’électricité à long terme. La gestion à flux tendus qu’implique le marché n’est pas durable. Le marché n’aime pas les surcapacités coûteuses peu ou jamais employées qui sont pourtant nécessaires pour faire face aux situations exceptionnelles. C’est la prime d’assurance qu’une nation doit accepter de payer pour éviter les coupures de courant, voire une dramatique panne généralisée d’électricité par effondrement du réseau (« black-out »).
Voilà comment la France et l’Europe en sont arrivées là : par un mélange d’impéritie politique et d’idéologie antinucléaire avec un vague relent de décroissance voulue en s’attaquant violemment à la production d’énergie, et notamment à l’électricité, qui est le sang de l’industrie et de la prospérité occidentale.
Son réseau électrique est au bord de la rupture : comment le pays s’est fourvoyé dans une impasse à 520 milliards et reste dépendant des fossiles...
Le 6 novembre, à 17 heures. L'Allemagne fait face à un scénario cauchemardesque : ses 1 602 éoliennes maritimes sont à l'arrêt complet. Ses 72 gigawatts d'éoliennes terrestres (plus de 30 000 mâts !) ne produisent que 114 mégawattheures, une fraction dérisoire (0,1 %) de ses besoins. Le soleil est couché, rendant inutiles ses 3,7 millions d'installations solaires (94 gigawatts). La consommation, elle, atteint 66 gigawattheures…
Pour éviter le black-out, le pays doit importer massivement de l'électricité et pousser au maximum ses centrales au fioul et au charbon. Le prix du mégawattheure s'envole à 820 euros, « dix fois son prix habituel », s'affolera, sur LinkedIn, le patron de l'énergéticien allemand RWE, Markus Krebber.
Ce « Dunkelflaute » (absence simultanée de vent et de soleil) se prolonge pendant plus de trente heures. Les dispositifs de stockage – batteries et stations de pompage – sont vite épuisés. Le pays doit importer environ 13 gigawatts d'électricité, ses moyens pilotables nationaux (53 gigawatts) étant insuffisants pour couvrir la demande.
« Cela signifie que la même situation n'aurait pas été gérable un jour de janvier avec une charge de pointe plus élevée, selon Markus Krebber. En Allemagne, nous agissons depuis des années comme si la question de l'ajout de capacités sécurisées pouvait être reportée. Non, nous n'avons plus le temps ! »
Sept fois plus de CO2
À mesure que les journées de ce type se multiplient, l'échec de l'Energiewende, cette « transition énergétique » allemande vantée comme un modèle en Europe, se fait de plus en plus criant. Et l'un des plus grands faits d'armes d'Angela Merkel – unanimement célébrée comme la « chancelière du climat » lorsqu'elle acte, en 2011, la sortie de son pays du nucléaire, embrassant le mouvement engagé au début des années 2000 par la coalition rouge-verte au pouvoir – s'est mué en une humiliation nationale.
En vingt ans, le pays a investi plus de 500 milliards d'euros pour installer des forêts d'éoliennes, couvrir ses toits de panneaux solaires. Une facture payée au prix fort (l'un des plus élevés d'Europe) par les contribuables et par l'industrie…
Pour un bilan environnemental désastreux : alors que la dernière centrale nucléaire a fermé en avril 2023, le kilowattheure allemand émet, en moyenne annuelle, sept fois plus de CO2 que le kilowattheure français : 417 grammes contre 59. Pour compenser l'intermittence des renouvelables et la fermeture de ses réacteurs, l'Allemagne a dû augmenter ses capacités fossiles de plus de 5 % en vingt ans, les centrales à charbon fermées étant remplacées par des centrales au gaz (massivement importé de Russie, puis des États-Unis), dont la consommation a bondi de 71 %.
Demande en électricité : un bond de 70 %
En 2024, le réseau électrique est au bord de la rupture, selon un rapport corrosif publié en mars par la Cour des comptes allemande. Le développement des réseaux accuse un « retard considérable », écrit-elle : seuls 2 695 kilomètres de lignes électriques ont été construits, sur les 14 000 nécessaires à l'Energiewende… à peine 19 % ! Il faudra sept ans minimum, estime la cour, pour rattraper le retard.
Pour éviter l'effondrement du réseau, le pays doit recourir massivement au redispatching – ces ajustements d'urgence qui ont coûté 4,2 milliards d'euros en 2023. Et, selon l'Agence fédérale des réseaux, il faudra investir 460 milliards d'euros supplémentaires d'ici à 2045 pour adapter les réseaux électriques à la hausse programmée des renouvelables.
La demande en électricité, elle, est censée bondir de 70 % d'ici à 2050 pour que l'Allemagne puisse tenir ses engagements climatiques. Le pourra-t-elle ? Le « modèle allemand », dénoncent ses détracteurs, menace aujourd'hui à la fois la survie économique du pays et le climat.
https://www.lepoint.fr/monde/l-allemagne-reinvestit-dans-les-energies-fossiles-29-11-2024-2576689_24.php
Grâce à un parc nucléaire fonctionnant à plein régime, des stocks hydrauliques gonflés à bloc et des capacités accrues dans les énergies renouvelables, notre pays devrait exporter 85 terrawattheures d'électricité d'ici la fin de l'année, d'après les prévisions de RTE. Une performance exceptionnelle...
Qu’il semble loin l'hiver 2022, où la France craignait pour son approvisionnement électrique et devait même importer des électrons, pour la première fois depuis 1980 ! Ce cauchemar, qui avait alors vu notre pays cumuler crise énergétique, demande élevée et centrales nucléaires à l’arrêt, est bien derrière nous. Tous les signaux sont au vert en ce mois de novembre, d’après le gestionnaire de transport de l’électricité RTE. Au point que la France devrait battre des records d’exportations.
2002 restait la référence avec 78 térawattheures (TWh) d’électricité exportée. Or, ce chiffre est déjà atteint au 13 novembre. RTE prévoit même de le dépasser pour arriver à 85 TWh à la fin de l’année. Plusieurs facteurs expliquent une telle performance pour Thomas Veyrenc, Directeur général Economies, Stratégies et Finances de RTE.
“La production bas carbone française, qui s’appuie à la fois sur le nucléaire et les énergies renouvelables, est très compétitive sur le marché de gros. Dès qu’elle est disponible, elle a tendance à être appelée par nos voisins européens.”
Il faut dire aussi que la consommation française, corrigée des aléas climatiques, reste basse comme en 2023. De l’ordre de 6% de moins par rapport à la période de référence 2014-2019 d’avant le Covid et la guerre en Ukraine. Et la disponibilité du parc nucléaire est importante, capable de fournir 45 gigawatts (GW) début novembre, soit 9 GW de plus qu’il y a un an et 15 GW de plus qu’en novembre 2022. RTE prévoit que cette disponibilité devrait même être croissante et se hisser à 50 GW en janvier 2025.
Les précipitations ont rempli les stocks hydrauliques
Autre bonne nouvelle, les barrages hydrauliques sont à bloc, au plus haut depuis 2015. Les précipitations n’auront ainsi pas fait que des malheureux. Elles ont eu pour conséquence une production hydraulique exceptionnelle, de l’ordre de 62 térawattheure (TWh) fin octobre, soit 40% de plus qu’à la même période en 2023. Le record de 2013 avec 75 TWh pourrait même être atteint.
Dans le même temps, les capacités des renouvelables ont continué de se développer avec 1 GW de plus en éolien terrestre et 4 GW de plus en solaire sur l’année 2024. N’oublions pas l’éolien en mer qui compte désormais trois parcs en activité : Saint-Nazaire, Fécamp et Saint-Brieuc pour un total de 1,5 GW. Tout cela a permis d’atteindre en 2024 une production éolienne de 40 TWh et une production solaire de 22 TWh à fin octobre.
Le charbon joue un rôle anecdotique
Pour finir, les stocks de gaz affichent des niveaux de remplissage également élevés. En revanche, malgré le retentissement médiatique du redémarrage de la centrale de Saint-Avold, le charbon ne joue plus qu'un rôle anecdotique. «On peut considérer que l’on est déjà quasiment sorti du charbon : les centrales de Saint-Avold et de Cordemais ne fournissent que 0,2% de la production d’électricité en France». Et elles ne sont pas sollicitées pour notre consommation, mais par nos voisins européens quand elles sont intéressantes financièrement.
A l'approche de l'hiver, les risques de rupture d’approvisionnement apparaissent en tous cas très faibles, et même au plus bas depuis une dizaine d'années. De quoi aborder sereinement les mois qui viennent. «Il faudrait vraiment une conjugaison de facteurs exceptionnels comme une vague de froid, une forte indisponibilité du nucléaire et une longue période de faible vent pour que l’alimentation en électricité de la France soit remise en question», a déclaré Jean-Paul Roubin, directeur exécutif Clients et Opération du Système électrique de RTE. La situation sera réactualisée si besoin au cours de l’hiver.
Amélie Charnay Cheffe d'enquête Energie- Environnement- Climat Publié le
https://www.capital.fr/entreprises-marches/electricite-pour-cet-hiver-la-france-va-surement-battre-son-record-dexportation-1505388
La révolution verte est en marche, mais à quel prix ? Alors qu’est dévoilée la programmation pluriannuelle de l’énergie, le projet se heurte à une montagne de défis techniques et financiers...
Alléluia ! Attendue depuis des mois par les acteurs du secteur comme par les ONG, la nouvelle programmation pluriannuelle de l'énergie, qui fixe les objectifs de consommation et de production énergétique pour la période 2025-2035, a été présentée cette semaine par le gouvernement, et soumise à consultation. Son objet : graver dans le marbre le chemin devant permettre au pays de sortir des fossiles en 2050, alors qu'ils représentent encore 54 % de la consommation d'énergie finale de la France (en 2022).
Pour y parvenir, le gouvernement mise sur une électrification massive, en s'appuyant majoritairement sur la relance du nucléaire et le déploiement des énergies renouvelables. Les pronucléaires sont soulagés : la relance du nucléaire et la construction de six nouveaux EPR2 sont enfin confirmées, alors que la précédente PPE prévoyait la fermeture de 14 réacteurs. Et les prorenouvelables se félicitent : les ambitions de déploiement de nouvelles capacités sont maintenues.
Sur le papier, le plan semble donc parfait. Mais alors que l'échéance se rapproche, l'ampleur de l'ambition affichée et son calendrier préoccupent de plus en plus les experts. « La trajectoire retenue dessine une transformation radicale de notre paysage électrique, à réaliser en seulement une poignée d'années », reconnaît un conseiller du gouvernement. « Sans sobriété radicale des comportements, je ne sais pas si on y arrivera… »
Car la montagne d'infrastructures à déployer, en un temps record, donne le vertige. D'ici à 2035, la puissance photovoltaïque doit être multipliée par six (75-100 GW contre 16 GW actuellement), l'éolien terrestre doublé (40-45 GW contre 21 GW), et l'éolien en mer multiplié par douze, pour atteindre 18 GW. Un plan qui soulève de sérieuses inquiétudes chez les experts du secteur, qui s'interrogent non seulement sur sa faisabilité, mais aussi sur ses implications réelles pour notre système électrique.
L'objectif de l'éolien en mer hors d'atteinte
« De nombreuses études et rapports ont été publiés depuis la dernière PPE, qui n'ont pas été pris en compte », s'alarme le président de PNC-France, Bernard Accoyer. L'ancien président de l'Assemblée nationale n'est pas seul à s'inquiéter : une commission d'enquête du Sénat, en juillet dernier, pointait déjà l'irréalisme de certains objectifs.
Ceux affichés en termes de déploiement d'éolien en mer illustrent particulièrement ces doutes. Dans leur rapport d'enquête très fouillé, les sénateurs soulignaient que les projets actuellement attribués ne représenteront que 4,6 GW de capacité d'éolien off-shore installée à l'horizon 2031, et 3,6 GW d'ici à 2028. Comment, dès lors, atteindre l'objectif de 18 GW en 2035 ?
Même la filière émet des réserves. « La France n'a atteint aucun de ses objectifs pour l'éolien en mer, à commencer par celui de 6 GW en 2020 », admettait cet été son représentant Pierre Peysson, directeur éolien en mer de RWE Renouvelables France, devant les sénateurs, convenant que la technologie elle-même pose question. La Commission de régulation de l'énergie (CRE), dans une récente délibération, note que « l'analyse des offres déposées témoigne d'une filière prometteuse, mais pas encore totalement mature ».
Un réseau électrique à réinventer
Mais le véritable défi réside dans l'adaptation nécessaire de notre réseau électrique. RTE et Enedis prévoient 200 milliards d'euros d'investissements d'ici à 2040, soit environ trois fois le coût des six premiers EPR2, afin d'adapter le réseau à l'arrivée massive de ces nouvelles sources d'électricité, intermittentes et spatialement dispersées. Une transformation colossale qui implique des chantiers titanesques.
Dans le détail, RTE prévoit de faire passer ses investissements annuels de 2,1 à 6,4 milliards d'euros d'ici à 2028, tandis qu'Enedis augmenterait les siens de 4,9 à 7 milliards. Ces montants serviront à financer la construction de nouvelles lignes à très haute tension (400 kV), le renforcement des réseaux existants et la création de nouvelles interconnexions.
RTE a déjà identifié quatre zones particulièrement fragiles : Massif central-Centre, façade Atlantique, Rhône-Bourgogne et Normandie-Manche-Paris. Ces régions devront être équipées de nouvelles infrastructures pour éviter les phénomènes de « congestion » – ces moments où le réseau ne peut plus absorber toute l'électricité produite.
Le casse-tête du raccordement maritime
Le raccordement des parcs éoliens offshore cristallise particulièrement les inquiétudes. Pour les six premiers parcs français, le coût moyen de raccordement s'est établi à 800 000 euros par mégawatt, soit de 10 à 15 % des coûts complets de ces projets. Et ce n'est qu'un début : les futurs parcs, beaucoup plus éloignés des côtes, nécessiteront des raccordements encore plus onéreux, jusqu'à 35 % du coût total des projets.
« On ne parle jamais des coûts de raccordement », s'insurge Bernard Accoyer. Au tarif déjà élevé de l'électricité sortant du parc éolien off-shore de Saint-Brieuc (155 €/MWh) s'ajoutent pourtant ces coûts rarement mentionnés. « La donne est biaisée ! Le plus préoccupant : la mise en œuvre de cette PPE se traduirait fatalement par une explosion du prix du kWh. » De combien ? Mystère… Aucun calcul solide n'a jamais été publié.
L'Allemagne, un avertissement ignoré
Notre voisin d'outre-Rhin offre un aperçu saisissant des difficultés à venir. Confrontée à un développement massif des énergies renouvelables, l'Allemagne fait face à un décalage géographique majeur entre sa production (éolienne au nord) et sa consommation (concentrée au sud). Cette situation génère des coûts de « redispatching » – ces ajustements d'urgence pour maintenir l'équilibre du réseau – qui ont explosé : 4,2 milliards d'euros en 2023, contre de 0,9 à 1,5 milliard entre 2015 et 2020.
Pour tenter de résoudre ces problèmes, l'Allemagne prévoit un programme d'investissements colossal : 270 milliards d'euros d'ici à 2037, soit bien plus que les 100 milliards prévus par RTE en France. Un montant qui interroge sur nos propres estimations.
Révolution des usages en adaptant la consommation à la production
Plus fondamentalement encore, c'est tout notre rapport à l'électricité qui devra changer. RTE lui-même, pourtant principal artisan du système, commence à l'admettre. Lors d'un colloque organisé en septembre par le Syndicat des énergies renouvelables, son président, Xavier Piechaczyk, lâchait une phrase lourde de sens : « Pour assurer la sécurité du système électrique, RTE, sous sa casquette de responsable d'équilibre, a ordonné le 16 juillet à 14 heures l'arrêt de quatre parcs renouvelables de forte puissance… » En clair : les exigences de sécurité d'alimentation ne sont tout simplement pas compatibles avec un pourcentage trop élevé d'énergies fatales intermittentes.
La solution envisagée ? Adapter notre consommation à la production, et non l'inverse, comme c'était le cas jusqu'à présent. Les volumes d'électricité à déplacer quotidiennement entre production et consommation « devront passer de 73 GWh en 2025 à 113 GWh en 2035 », soit l'équivalent de la consommation journalière d'une métropole régionale, expliquait Xavier Piechaczyk le 16 octobre, au cours d'une conférence de presse. Certes, de nombreux outils de modulation existent, qu'Enedis et RTE entendent promouvoir : en s'équipant d'outils intelligents de gestion technique des bâtiments (GTB), par exemple, les grands bureaux peuvent d'ores et déjà moduler de 10 % à 20 % de leur consommation. 84 % des surfaces tertiaires de plus de 2 000 mètres carrés en sont aujourd'hui équipées, mais seulement 15 % de celles comprises entre 1 000 et 2 000 mètres carrés. Mais les ménages, eux aussi, devront s'adapter, et apprendre à consommer l'électricité au moment où elle est abondante – c'est-à-dire au milieu de la journée.
Cette transformation affecte également le pilier historique de notre système électrique. « Aujourd'hui, on fait jouer au nucléaire un rôle qui n'est pas le sien. Il est fait pour une production de base, pas pour varier sans arrêt pour s'adapter aux ENR », explique Bernard Accoyer. Une situation qui, selon la commission d'enquête du Sénat, n'est « pas sans conséquences techniques et financières ».
Des coûts mal évalués
Les répercussions sur les factures sont déjà programmées : la Commission de régulation de l'énergie annonce une hausse de 10 % du Turpe , le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité (la part réseau de la facture) dès 2025. Une augmentation qui s'ajoute à la flambée de 120 % des prix de l'électricité entre 2011 et 2023. Mais quelle sera l'augmentation dans les années à venir ? « Il est très difficile d'obtenir une approche rationnelle, chiffrée, scientifique de ce qui se passe et va se passer sur le réseau », déplore Bernard Accoyer. La commission sénatoriale allait plus loin, pointant un « voile pudique » sur l'évolution prévisionnelle des coûts.
En attendant de disposer d'études plus solides sur le coût complet de la future PPE, le rapporteur de la Commission d'enquête, le sénateur Vincent Delahaye, recommandait de faire glisser les objectifs en ENR prévu par la PPE de l'échéance 2035 à l'échéance 2050, afin de permettre une transition plus réaliste. Une préconisation restée lettre morte dans la nouvelle PPE.
« À moins de viser, sans le dire, la décroissance et l'appauvrissement, conclut Bernard Accoyer, de telles études s'imposent puisque, en l'absence d'un changement de cap, la poursuite de l'augmentation du prix de l'électricité sera inéluctable. »
La PPE est en consultation publique jusqu'au 15 décembre. Elle devrait ensuite être adoptée par décret. Mais à l'heure où même RTE s'inquiète de la stabilité future du réseau, le débat mérite plus de transparence, regrette Bernard Accoyer. « Notre rapport à l'énergie va être profondément modifié », prévient-il. Sans que les implications sociales et économiques de ces bouleversements aient vraiment été étudiées.
https://www.lepoint.fr/economie/energie-la-feuille-de-route-du-gouvernement-au-defi-du-reel-et-des-prix-08-11-2024-2574784_28.php
Un ménage français sur trois déclare avoir connu des conditions de vie froides en 2024, ce qui représente une augmentation significative par rapport aux chiffres enregistrés en 2020. Cette hausse est principalement attribuée à l’augmentation du coût des factures d’énergie, qui oblige de nombreuses familles à réduire leur consommation de chauffage.
Malgré une légère baisse de la pauvreté énergétique par rapport à l’année précédente, la situation reste très préoccupante. Selon une enquête menée par le médiateur national de l’énergie auprès de plus de 2 000 ménages, 85 pour cent des personnes interrogées se disent préoccupées par les coûts de l’énergie, et 75 pour cent déclarent avoir réduit leur consommation de chauffage pour gérer les dépenses.
L’impact sur les jeunes générations
L’impact de ces factures d’énergie élevées est particulièrement évident chez les jeunes générations, 53 pour cent des moins de 35 ans ayant des difficultés à couvrir leurs dépenses d’énergie. En comparaison, le chiffre moyen pour l’ensemble des ménages français s’élève à 28 pour cent.
Les contraintes financières sont le principal moteur de ces ajustements des habitudes de chauffage, 88 pour cent des personnes interrogées citant le coût comme la principale raison de la réduction de leur consommation. Les préoccupations environnementales jouent également un rôle, puisqu’elles incitent 44 pour cent des ménages à modifier leur consommation d’énergie. Cependant, les pressions financières semblent être le facteur dominant.
Conditions de vie froides et préoccupations en matière de santé
En outre, l’enquête a révélé que 30 pour cent des participants ont ressenti une gêne due au froid, un chiffre nettement plus élevé que les 14 pour cent signalés en 2020. Cette tendance est particulièrement prononcée chez les jeunes générations, puisque 43 pour cent d’entre eux ressentent des températures froides dans leur logement.
Pour atténuer ces difficultés, les experts recommandent d’explorer les tarifs en fonction de l’heure de consommation et d’utiliser les comparaisons de prix pour obtenir des offres d’énergie plus compétitives, ce qui pourrait permettre de réaliser des économies allant jusqu’à 20 pour cent. Pour l’avenir, les projections indiquent une baisse potentielle des prix de l’électricité d’ici février 2025, avec des estimations allant de 10 pour cent à 15 pour cent de réduction.
07 11 24
https://fr.businessam.be/les-menages-francais-les-problemes-de-cout-de-lenergie/
Il est important de comprendre que l'électricité que nous connaissons et utilisons aujourd'hui est un produit industriel,
L'électrification n'a véritablement commencé qu'après la deuxième révolution industrielle, vers 1890, avec l'introduction de hauts fourneaux efficaces qui ont permis d'augmenter la production d'acier et d'en réduire le coût,
Cela a permis la diffusion de l'électrification car les matériaux nécessaires à la production, à la transmission et aux appareils étaient disponibles et abordables,
L'électrification rurale n'a été achevée dans les économies avancées que dans les années 1950,
l'électrification est un produit de la partie la plus abondante de l'ère des combustibles fossiles,
le format d'électricité que nous utilisons doit être produit, généré, principalement par la rotation de bobines dans un champ magnétique, avec une infime quantité produite par l'effet photo-voltaïque produit par une classe spécialisée de semi-conducteurs,
L'électricité et l'hydrogène sont tous deux des vecteurs d'énergie, tous deux doivent être produits, vous avez besoin de la source d'énergie primaire et de l'équipement pour convertir cette énergie primaire en électricité ou en hydrogène, au cours du processus, vous subissez des pertes,
Si vous utilisez le vent converti en énergie mécanique ou cinétique par le biais d'un moulin à vent, vous pouvez utiliser directement cette énergie mécanique sans passer par une autre conversion en électricité, ce qui entraînerait une perte et nécessiterait une couche supplémentaire de complexité ; si vous produisez de l'électricité et la transformez ensuite en hydrogène par hydrolyse, vous subissez une autre perte et nécessitez une autre couche de complexité,
Avant l'apparition des combustibles fossiles, les combustibles qui pouvaient être stockés pour être utilisés à la demande étaient la tourbe, le bois et le charbon de bois et, dans une certaine mesure, les déchets de culture comme la bagasse, la paille, le fumier séché, les épis de maïs, etc.
Le vent, l'eau et l'énergie solaire étaient disponibles sur demande, lorsque le vent soufflait, le meunier pouvait moudre, le marin pouvait naviguer, lorsque la marée coulait, le moulin à marée pouvait fonctionner, lorsque les rivières coulaient, les roues hydrauliques pouvaient fonctionner, lorsque le soleil brillait, le foin, la lessive, les tomates et les raisins secs pouvaient être séchés au soleil,
Dans le monde des combustibles fossiles, nous nous sommes habitués à disposer d'énergie à la demande : remplissez votre réservoir de carburant liquide, allumez le robinet de gaz naturel, allumez l'électricité,
L'industrie lourde utilise des procédés à haute température qui fonctionnent en continu pour produire les précurseurs industriels qui alimentent l'industrie légère des manufactures qui produisent nos biens,
une grande partie de l'industrie lourde dépend du charbon ou du coke pour fournir l'énergie intense et à haute température nécessaire à la fabrication de l'acier, du ciment, du verre, de la céramique et de l'électricité,
Je ne pense pas que beaucoup de gens saisissent la différence profonde que le passage d'une énergie disponible à la demande à une énergie disponible quand elle choisit de se rendre disponible aura sur la société,
cela aggrave le passage d'une source d'énergie dense à une source d'énergie diffuse qui caractérise les énergies renouvelables,
Cela nécessitera une réorientation complète de la façon dont nous utilisons l'énergie.
Oui, les combustibles fossiles sont de la lumière solaire ancienne, mais ils se sont accumulés pendant des millions d'années, et nous avons utilisé la moitié de cette accumulation en l'espace de quelques siècles,
Une fois que les accumulations de lumière solaire ancienne seront épuisées, nous vivrons de la lumière solaire quotidienne et des conséquences de cette lumière solaire en générant du vent et des précipitations,
La seule énergie non solaire est l'énergie marémotrice, cette force est une conséquence de l'attraction gravitationnelle de la Lune en orbite autour de notre planète.
Les Britanniques n'ont pas été les premiers à s'industrialiser, les Néerlandais ont été les premiers à utiliser la tourbe et l'énergie éolienne, les Britanniques ont été les premiers à s'industrialiser à grande échelle en utilisant le charbon,
avant 1780, date du début de la révolution industrielle britannique, les moulins à marée parsemaient le littoral de l'Atlantique Nord, les moulins à vent étaient érigés sur la plupart des collines appropriées et les roues à aubes sur de nombreux cours d'eau appropriés, le bois et les autres biomasses étaient déjà limités en termes d'approvisionnement et devaient être gérés.
Je ne pense pas qu'un monde utilisant les énergies renouvelables à 20-25 % de l'ECoE puisse soutenir une civilisation industrielle établie dans une fourchette de 1 à 10 % de l'ECoE.
Nous devons nous faire à l'idée qu'au 22e siècle, nous pourrions bien être revenus à un mode de vie plutôt amish.
(commentaire sur le blog de Tim Morgan, 30 10 24)
/https%3A%2F%2Fc02.purpledshub.com%2Fuploads%2Fsites%2F7%2F2024%2F10%2FNTB_Yrv_O67-5Uo-scaled.jpg%3Fw%3D1200)
L’électrification de l’économie française pourrait s’avérer plus lente que prévu, entraînant une hausse de la consommation d’électricité moins importante qu’anticipé d’ici 2035, a déclaré à Montel la directrice générale de la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), Sophie Mourlon...« Ce qu’on voit, c’est qu’en termes de consommation d'électricité, on est plutôt en dessous du scénario central qu’on avait publié en 2023, qui était le 580-640 TWh par an »
L’électricité gratuite devient trop chère...L’un des effets de bord de la guerre en Ukraine aura été un certain chaos électrique sur le sol européen. Afin de compenser la réduction des capacités d’importation de gaz méthane russe, les installations solaires et éoliennes ont été multipliées au point de générer plus d’électricité que les combustibles fossiles. Cette augmentation ne reste pas sans effet....
Une preuve supplémentaire que le système de tarification insensé utilisé pour encourager l’ajout d’énergies renouvelables au réseau ne fonctionne pas...
Les prix de l'électricité en France deviennent négatifs en raison d'une faible demande
Les prix de l'électricité en France sont devenus négatifs pendant des heures mardi matin en raison d'une demande tiède dans une économie en difficulté et d'une production accrue d'énergies renouvelables.
Les prix intrajournaliers de l'électricité française se négocient à -22,25 dollars (-20 euros) par mégawattheure (MWh) sur la bourse Epex Spot, selon les données compilées par Bloomberg.
Jusqu'à présent cette année, la demande d'électricité de la France a été inférieure aux projections du gestionnaire de réseau RTE, car les économies française et européenne connaissent peu, voire pas, de croissance.
L’énergie nucléaire est particulièrement problématique dans un tel contexte. Elle entraîne des coûts irrécupérables énormes. Le système doit offrir un rendement adéquat. Favoriser les énergies renouvelables intermittentes dans la structure actuelle mène à un désastre majeur.
L’électricité est comme le pétrole : son prix n’augmente pas suffisamment pour encourager les investissements dans les batteries et autres systèmes qui pourraient permettre à un réseau électrique doté d’une grande quantité d’énergies renouvelables de fonctionner.
Gail Tverberg 18 09 24
L’annonce d’une baisse de 10 % du montant de l’électricité, à compter du 1er février 2025, ne comblera pas tout le monde. En réalité, seuls 60 % des Français seront concernés par cette baisse. Toutefois, selon un sondage réalisé par Ipsos pour le Secours populaire, 47 % des Français peinent à payer leurs factures énergétiques.
Une nouvelle qui aurait dû ravir tous les Français… Mais non. Pour la première fois depuis de longs mois, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a annoncé, le 11 septembre dernier, une baisse tarifaire de 10% sur son réseau public d’électricité. Cette baisse, prévue dès le 1er février 2025, devrait permettre aux ménages payant environ 2 000 euros d’électricité par an de faire une économie de 200 euros sur leur facture annuelle. Toutefois, jeudi 12 septembre, Emmanuelle Wargon, présidente de la CRE, a nuancé en prévenant que seuls six Français sur dix bénéficieront de cette baisse.
En effet, d’après la présidente, seuls les abonnés au fameux «tarif bleu» d’EDF auront la chance de voir le montant de leur facture rétrécir, soit 22,4 millions de foyers. Pour les autres, «l'actualisation des tarifs de réseau se fait au 1er novembre et la baisse sera très limitée», elle sera «répercutée sur les contrats et les fournisseurs», détaille Emmanuelle Wargon à Franceinfo. Concrètement, les quelque 17,5 millions d’abonnés ayant souscrit à des offres de marché devront faire face à la hausse des coûts du réseau électrique.
47% des Français peinent à régler leurs factures énergétiques
D’après la présidente, relayée par La Dépêche, il s’agit là d'une «petite augmentation» annuelle à hauteur de 1%, «parce qu’il faut financer le réseau et les travaux de raccordement, de renforcement, de maintenance». Toutefois, comme le relèvent nos confrères, que les 40% des Français restants soufflent : les fournisseurs proposent aujourd’hui des offres très inférieures au tarif réglementé de l’électricité, «d’environ 20%».
Pour rappel, selon un sondage réalisé par Ipsos pour le Secours populaire, 47% des Français répondants affirment avoir du mal à régler leurs dépenses énergétiques. Ces dernières années, les factures d’électricité et de chauffage sont devenues si élevées que 43% des Français déclarent ne pas chauffer leur logement quand il fait froid, de manière régulière ou occasionnelle.
Marie Bouisseren Publié le
https://www.capital.fr/votre-argent/la-baisse-du-prix-de-lelectricite-ne-sera-pas-pour-tout-le-monde-1502336
Un exemple concret de ce qui s’est passé lorsque l’énergie a été réduite en masse, c’est Cuba, forcé de revenir à la nature avec les hydrocarbures russes bon marché. Une recherche rapide sur internet pour « transport public (rural) cubain » montre des tramways urbains en 1963, ainsi que plus souvent des véhicules ICE partout, des bus et des camions aux tracteurs, ainsi que quelques voitures pour l’élite.
Pendant la période spéciale de quelques années qui a suivi l'effondrement de l'Union soviétique et la perte de carburant bon marché en provenance de Russie qui en a résulté, les fermes étaient équipées de charrues et de chariots tirés par des bœufs, avec des chevaux et des tracteurs légers pour se déplacer « rapidement ». Mais même dans les zones urbaines, il y avait des chariots adaptés tirés par des chevaux, avec des bancs servant de bus, tandis qu'aujourd'hui, il y a encore des activités alimentées par le bétail dans certaines fermes.
De plus, l’obésité chez les gens a disparu très rapidement lorsqu’ils ont dû passer à beaucoup de tâches manuelles dans la vie quotidienne, comme monter des escaliers dans les bâtiments ainsi que presque partout ailleurs. Ce n’est pas si différent de la génération de mes grands-parents en Europe, certainement dans les régions les plus pauvres, qui était la plupart d’entre eux à l’époque.
(commentaire sur le blog de Tim Morgan)
(extrait)
L'énergie, talon d'Achille de l'Europe...
L'un des points cruciaux abordés par Mario Draghi est la question énergétique. Lors de la remise du prix Charles Quint en Espagne, en juin dernier, il a souligné les défaillances du marché européen de l'électricité. « Les règles du marché ne permettent pas de dissocier totalement le prix de l'énergie renouvelable et nucléaire des prix plus élevés et plus volatils des combustibles fossiles, ce qui empêche les industries et les ménages de répercuter sur leurs factures tous les avantages de l'énergie propre, » observait-il.
L'énergie est le talon d'Achille des Européens et cette situation place l'Union européenne dans une position désavantageuse par rapport à ses concurrents. Le prix de l'électricité est « deux à trois fois plus élevé » en Europe qu'aux États-Unis, souligne l'ancien président du Conseil italien, ce qui pèse lourdement sur la compétitivité des entreprises européennes.
Une mise à l'échelle continentale
Face à ces défis, Mario Draghi a ébauché des solutions ambitieuses qui pourraient bien bousculer l'architecture institutionnelle de l'Union européenne. L'Italien suggère de revoir en profondeur le fonctionnement du marché européen de l'électricité. Sans remettre totalement en cause le principe du « merit order », il suggérait d'établir des marchés distincts par source énergétique : renouvelable, nucléaire, gaz, charbon. Une idée qui, si elle était adoptée, constituerait une véritable révolution dans le secteur. Mais sera-t-elle encore présente dans son rapport remis aujourd'hui ?
Pour faire face aux géants américains et chinois, Draghi plaide pour une « mise à l'échelle » à la taille continentale. « Restaurer notre compétitivité n'est pas quelque chose que nous pouvons réaliser seuls ou en nous battant les uns contre les autres », estimait-il. « Cela nous oblige à agir en tant qu'Union européenne comme nous ne l'avons jamais fait auparavant. »
Sécuriser en commun les ressources stratégiques
Le rapport devrait également insister sur la nécessité pour l'Europe de sécuriser son approvisionnement en ressources critiques. Mario Draghi proposait, il y a quelques mois, la mise en place d'« une plateforme européenne dédiée aux minéraux critiques, principalement pour les achats conjoints, la sécurisation d'un approvisionnement diversifié, la mise en commun des financements et la constitution de stocks ».
https://www.lepoint.fr/monde/ce-que-l-on-sait-du-rapport-alarmant-de-mario-draghi-sur-la-competitivite-en-europe-09-09-2024-2569748_24.php?
Nulle part les réseaux électriques n’ont été conçus pour résister aux effets du réchauffement climatique. Les rendre plus résilients coûtera l’équivalent de centaines de milliards de dollars, prévient “Bloomberg”. En attendant, les pannes recensées cet été, de l’Inde à l’Équateur, en passant par le Texas, donnent un avant-goût des perturbations à venir...
Sous le soleil brûlant de l’Adriatique, à Podgorica, capitale du Monténégro, la vie s’est quasiment arrêtée au début de l’été. Les feux tricolores étant hors service, bus et voitures se sont retrouvés coincés dans les embouteillages, Internet ne répondait plus et les alarmes se sont mises à retentir, déclenchées par l’arrêt soudain de l’alimentation électrique.
De l’Albanie au Texas, les coupures de courant viennent nous rappeler que les réseaux électriques ne sont pas prêts à faire face au réchauffement climatique. “Au bout d’une heure sans électricité, c’était quasiment la panique, ça devenait ingérable, relate Drago Martinovic, un policier à la retraite de 61 ans. Et je crains que la panne ne dure plus longtemps la prochaine fois.”
La mauvaise nouvelle, pour Drago Martinovic et pour des centaines de millions de personnes dans le monde, c’est que ces coupures risquent de se multiplier. Des étés de plus en plus étouffants sont synonymes d’augmentation de la demande de climatisation, et les températures élevées provoquent des affaissements de câbles susceptibles de déclencher des feux de forêt. La modernisation des infrastructures électriques peine à suivre, alors même que la nécessité de réduire la consommation d’énergies fossiles fait de l’électricité une source d’énergie plus indispensable que jamais.
À Houston, des millions de foyers se sont retrouvés privés d’électricité après le passage de l’ouragan Beryl [le 8 juillet], contraints de renoncer à la climatisation malgré la chaleur étouffante qui régnait dans le sillage de la tempête. Touchant aussi bien les pays développés que les pays émergents, les pannes recensées ces dernières semaines de l’Inde à l’Équateur donnent un avant-goût des perturbations qui nous attendent.
De plus en plus de pics de consommation
Sous l’effet du dérèglement climatique, les réseaux électriques se retrouvent désormais exposés à des crues soudaines, qui arrachent les pylônes, des sécheresses, qui tarissent les réservoirs des barrages, et aux pics de la demande dus au recours à la climatisation pendant les vagues de chaleur. “Tout le réseau électrique a été installé et conçu sous un climat donné. Or, aujourd’hui, on lui demande de fonctionner sous un climat radicalement différent, résume Michael Webber, responsable d’un cours sur l’énergie à l’université du Texas à Austin. Ce qui se traduit par une multiplication des défaillances potentielles.”
La plupart des pannes se produisent lors des pics ou des décrochements soudains de l’offre ou de la demande. Les dégâts occasionnés par les tempêtes, une hausse soudaine de la production d’électricité renouvelable ou un pic de consommation sont autant de circonstances susceptibles de provoquer des pannes quand le réseau n’est pas en mesure d’encaisser les chocs.
Le dérèglement climatique accentue la vulnérabilité au-delà des seuls pays en développement. Les mêmes déboires ont concerné dernièrement des pays de niveau intermédiaire comme le Mexique ou le Koweït...
Les prix de l'électricité en France deviennent négatifs alors que les énergies renouvelables inondent le réseau...
Les prix de l'électricité en France sont devenus négatifs en raison d'une baisse de la demande et de l'augmentation de la production d'énergie renouvelable, ce qui a incité certains réacteurs nucléaires à s'arrêter.
Selon un modèle de Bloomberg, la consommation quotidienne de jeudi à dimanche devrait diminuer de 6 gigawatts en moyenne. Le temps ensoleillé et venteux a stimulé la production solaire et éolienne, ce qui a incité l'opérateur du réseau à demander à Electricite de France SA de mettre plusieurs centrales nucléaires hors service.
Alors que l'Europe a besoin de plus d'énergie propre pour atteindre ses objectifs climatiques, la montée en puissance des énergies renouvelables et le manque de batteries de stockage obligent parfois à arrêter les réacteurs pendant les périodes de faible demande. Cette situation est de plus en plus fréquente le week-end en France - qui tire environ deux tiers de son électricité de son parc atomique - et se produit également dans les pays nordiques et en Espagne.
EDF a arrêté ses centrales nucléaires de Golfech 2, Cruas 2 et Tricastin 1, et prévoit d'en arrêter trois autres au cours du week-end. Certains producteurs d'énergie renouvelable devront également réduire leur production pour éviter de payer une redevance dans un contexte de prix négatifs.
En France, le prix de l'électricité à un jour est tombé à -5,76 euros le mégawattheure, son niveau le plus bas depuis quatre ans, lors d'une vente aux enchères sur Epex Spot. Le contrat équivalent en Allemagne a chuté à 7,64 euros.
Traduit avec DeepL.com (version gratuite)
Comment la France a réussi à exporter plus d'énergie que la Norvège et que l'ensemble de l'UE sans pétrole : le miracle énergétique français...
La France a retrouvé son trône. En 2022, la France était devenue importatrice nette d'énergie après avoir été pendant quarante ans un grand exportateur. Cependant, les premiers chiffres combinant l'ensemble de ses échanges d'électricité en 2023 montrent que le pays a non seulement recommencé à vendre à plein régime au reste du monde, avec des exportations nettes de 58 térawattheures, mais qu'il est devenu la plus grande source d'approvisionnement en énergie vers l'extérieur en Europe. Ainsi, un pays qui ne dispose pas de ressources propres pour alimenter son réseau, comme le gaz ou le pétrole, confirme une fois de plus son "miracle énergétique" qui lui permet de s'approvisionner sans dépendre de l'extérieur et, en outre, de gagner de l'argent au passage en approvisionnant ses voisins.
L'Allemagne et l'Italie ont été les principaux clients de la France, à qui elle a envoyé 8 térawattheures chacun. Quoi qu'il en soit, cette domination française a dépassé celle de la Norvège et de la Suède, les deux pays nordiques qui étaient devenus une référence ces dernières années en raison de leur proximité et de leur énorme production d'énergie à faible teneur en carbone. Dans le cas spécifique de la Norvège, cet excédent est lié au fait que, grâce à sa propre production de pétrole et de gaz, elle peut obtenir un soutien pour son approvisionnement énergétique. Plus précisément, le pétrole brut représente environ 25 % du bouquet énergétique du pays nordique, tandis que le gaz en représente 21,8 %, selon les données de l'Agence internationale de l'énergie.
Dans le cas de la France, bien que le pétrole brut et le gaz représentent à eux deux 45 % de son mix énergétique, elle ne produit quasiment pas ces matières premières, ce qui pèse sur sa balance commerciale. Un handicap que le pays a su surmonter grâce à une importante industrie nucléaire et une puissante production d'énergies renouvelables de soutien, notamment la biomasse, qui représente environ 16% de sa production totale.
Vicente Nieves
Traduit avec DeepL.com (version gratuite)
https://www.msn.com/es-es/dinero/noticias/as%C3%AD-ha-conseguido-francia-exportar-m%C3%A1s-energ%C3%ADa-que-noruega-y-toda-la-ue-sin-petr%C3%B3leo-el-milagro-energ%C3%A9tico-galo/ar-BB1lwuHn?ocid=BingHp01&pc=BQ01&cvid=98e7903b995240dc8c83bce9894ac812&ei=31
ENTRETIEN. Un an après la commission d’enquête sur la perte de souveraineté énergétique, son rapporteur sonne l’alarme et publie un livre au vitriol.
Que reste-t-il des six mois passés à ausculter, l'an dernier, l'un des plus grands fiascos de politique publique de l'histoire du pays ? Dans un livre au vitriol, examinant trente années d'incuries, de mauvaises décisions, de pensées magiques et de lâchetés ayant conduit la France au bord du black-out, l'ancien rapporteur de la commission d'enquête sur la perte de souveraineté énergétique de la France s'interroge. Brusquement réveillés lorsqu'ils ont dû, l'hiver dernier, enfiler des pulls et demander aux usines de réduire leur production pour éviter les coupures de courant, les Français ont-ils réellement compris… que les pénuries ne faisaient que commencer ? Pourquoi les recommandations formulées à l'époque par les députés n'ont-elles pas été mises en œuvre ? Comment expliquer que la volonté politique, nouvellement exprimée, soit si lente à se traduire en réalisations concrètes ?
En publiant Le Mur énergétique*, le député de Haute-Savoie Antoine Armand entend « lancer l'alerte », dit-il. « Un mur énergétique sans précédent se dresse devant nous… » Et il est beaucoup plus haut qu'on ne le croit.Que reste-t-il des six mois passés à ausculter, l'an dernier, l'un des plus grands fiascos de politique publique de l'histoire du pays ? Dans un livre au vitriol, examinant trente années d'incuries, de mauvaises décisions, de pensées magiques et de lâchetés ayant conduit la France au bord du black-out, l'ancien rapporteur de la commission d'enquête sur la perte de souveraineté énergétique de la France s'interroge.
Brusquement réveillés lorsqu'ils ont dû, l'hiver dernier, enfiler des pulls et demander aux usines de réduire leur production pour éviter les coupures de courant, les Français ont-ils réellement compris… que les pénuries ne faisaient que commencer ? Pourquoi les recommandations formulées à l'époque par les députés n'ont-elles pas été mises en œuvre ? Comment expliquer que la volonté politique, nouvellement exprimée, soit si lente à se traduire en réalisations concrètes ? En publiant Le Mur énergétique*, le député de Haute-Savoie Antoine Armand entend « lancer l'alerte », dit-il. « Un mur énergétique sans précédent se dresse devant nous… » Et il est beaucoup plus haut qu'on ne le croit.
Le Point : Vous publiez ce livre au moment où le ministère de la Transition énergétique, créé lors du précédent remaniement, disparaît, et alors que les Français semblent penser que la crise énergétique est derrière nous. Vous le dites clairement : ils se trompent ?
Antoine Armand : Les travaux de notre commission d'enquête, il y a un an, ont révélé la somme d'erreurs, de fautes individuelles, de discours incohérents et de décisions politiques néfastes qui nous ont, en vingt ans, conduits au bord du black-out. J'ai la conviction que, aujourd'hui, nos politiques publiques sont à nouveau sur de bons rails : la production et la sobriété sont devenues des priorités, on n'oppose plus entre elles les énergies renouvelables, thermiques et nucléaires, des lois d'accélération ont été votées… Mais la question de la vitesse du train se pose. Car le mur énergétique n'a pas disparu, il se profile toujours à l'horizon 2030-2035, c'est-à-dire demain ! Or j'ai le sentiment que nous, responsables politiques, n'en avons pas encore collectivement pris la mesure.
D'où vous vient cette conviction ?
Des chiffres qui sont sur la table ! Le gestionnaire de réseaux RTE s'attend à une consommation annuelle d'électricité en forte hausse, comprise entre 580 et 640 térawattheures (TWh) en 2035 – alors qu'il a tablé pendant des années sur une quasi-stagnation. Dans le même temps, notre consommation d'énergie globale devra baisser de 40 % pour atteindre nos objectifs climatiques. D'abord, on peut douter que ces chiffres soient bons : si l'on veut à la fois réindustrialiser le pays et décarboner l'industrie, les besoins en électricité pourraient dépasser les 800 TWh annuels. Mais admettons : le défi reste absolument gigantesque ! Aucun pays n'a jamais eu à économiser 400 TWh d'énergie, tout en produisant 300 TWh d'électricité en plus, en une quinzaine d'années ! C'est totalement inédit. Et en dépit des discours, nous ne savons toujours pas comment nous allons faire
Pour vous, en l'état, l'équation ne boucle pas ?
Pas encore. Pour l'instant, nous n'avons fait que dessiner des trajectoires… Mais sans documenter complètement quelles mesures de sobriété vont nous permettre de réaliser, en cinq à dix ans, 400 TWh d'économies d'énergie. De la même manière, on sait ce que représentent 300 TWh d'énergie décarbonée en plus en termes de nombre d'éoliennes, de panneaux photovoltaïques, de nucléaire… Mais pas comment les réaliser concrètement chaque année ! Or ce ne sont pas des pourcentages, mais des éléments physiques – des matériaux, des chantiers, des bras.
Le plan de sobriété nous a permis d’économiser 12 % d’énergie l’an dernier, mais des responsables politiques ont hurlé à la décroissance médiévale !
Et l'état du débat public m'inquiète : le plan de sobriété nous a permis d'économiser 12 % d'énergie l'an dernier, mais une partie des responsables politiques ont hurlé à la décroissance médiévale ! Dans le même temps, les uns se braquent contre le développement du nucléaire, les autres contre celui de l'éolien. Responsables politiques, industriels, élus locaux, citoyens… Nous n'avons pas encore intégré l'ampleur de « l'effet falaise », et des efforts qu'il faudra fournir pour éviter un black-out, quand notre parc nucléaire arrivera d'un seul coup en fin de vie. On se querelle encore, alors qu'il faudrait sonner la mobilisation générale !
Une loi de « souveraineté énergétique » est attendue dans les prochaines semaines. N'est-ce pas une étape importante ?
C'est une étape essentielle, car les parlementaires comme l'opinion publique ont besoin de ce débat, pour mettre le pays en marche. Nos objectifs de rénovation thermique impliquent le recrutement de 200 000 personnes dans les prochaines années. Nous avons des filières entières d'énergies renouvelables à construire, et pour le nucléaire, des dizaines de milliers d'ingénieurs et de techniciens nucléaires à trouver, et former dans les prochaines années. Ces gens sont aujourd'hui au lycée : c'est maintenant qu'il faut ouvrir des filières en terminale professionnelle, en BTS mécanique ou électrotechnique. C'est maintenant qu'il faut commencer à former des techniciens, des robinetiers, des ingénieurs neutroniques… On ne va pas inscrire les gens de force !
Peut-on se permettre d’arrêter un parc éolien parce qu’on a vu passer dans le ciel un rapace ?
Cette mobilisation, aujourd'hui, n'est pas là. La France n'a pas encore compris que l'énergie sera une priorité absolue des quinze années à venir. Et trop de projets sont encore bloqués, pour des raisons que nous devons pouvoir discuter – liées aux paysages, à la protection de la biodiversité. Peut-on se permettre d'arrêter un parc éolien parce qu'on a vu passer dans le ciel un rapace ? Les obligations associées à la biodiversité représentent entre 10 et 20 % du coût d'un projet. Il faut évidemment protéger la biodiversité – mais face au risque réel de black-out, le positionnement du curseur doit être interrogé.
Un black-out, vraiment ?
Je pense que si on ne prend pas la mesure de l'urgence, on aura, soit un black-out énergétique, soit un black-out écologique. Un black-out énergétique représente plus que des milliards de pertes : c'est un court-circuit social. Ce qui s'est passé l'an dernier est appelé à se répéter dans les prochaines années, si aucune mesure forte n'est prise. Ou alors nous aurons un black-out écologique : comme l'Allemagne, nous devrons relancer des centrales fossiles pour éviter des coupures de courant et des fermetures d'usines. Et nous n'atteindrons pas nos objectifs climatiques.
Il y a un an, votre commission d'enquête démontrait que la sécurité d'approvisionnement de la France avait été négligée. Vous semble-t-elle mieux assurée aujourd'hui ?
J'appelle à ce qu'elle soit le premier critère. L'an dernier, au moment de la crise, on a craint de devoir couper l'électricité dans certains hôpitaux. La situation n'a guère changé aujourd'hui. Nous n'avons entamé aucune réflexion, au niveau européen, sur la façon de sécuriser nos approvisionnements dans un monde où les énergies renouvelables intermittentes prendront une place prépondérante, et nécessiteront des ajustements très forts. Il faut lancer ce chantier !
Il est incroyable que la géothermie soit aussi peu mise en avant.
Et à l'intérieur de nos frontières, il n'y a pas d'autres solutions que d'économiser d'un côté, et de l'autre… Produire, produire et produire. Cela implique de pousser tous les curseurs à fond, sur les renouvelables électriques, sur le parc nucléaire actuel et futur… Tout en développant d'autres méthodes qui sont toujours négligées, comme la géothermie. Il est incroyable qu'elle soit aussi peu mise en avant, alors que la chaleur représente la moitié de notre consommation d'énergie, et qu'elle est l'une des principales clés de la décarbonation ! Toutes les communes doivent se mettre au diapason, être encouragées, financées. Je porterai d'ailleurs dans les prochaines semaines des propositions en ce sens.
Votre commission d'enquête formulait une trentaine de propositions, pour éviter que cela ne se reproduise. Certaines ont été suivies… D'autres non. Lesquelles vous semblent prioritaires, aujourd'hui ?
Les gens ont beaucoup critiqué le président de la République quand il a réclamé une « pause environnementale », afin que 2024 soit une année de mise en œuvre écologique. Je crois profondément qu'il a eu raison. Nos ambitions sont maintenues, il s'agit maintenant de les réaliser ! Pour cela, je distingue trois urgences. D'abord, il faut que le chantier du nucléaire soit absolument transparent, afin de trouver des solutions pour accélérer. Peut-on simplifier les procédures, la sûreté, accélérer les formations d'ingénieurs ? Une année d'avance sur l'ouverture d'un réacteur, ce sont des milliards d'euros et des millions de tonnes de CO2 évitées.
On met des milliards d’euros dans la rénovation thermique, sans pouvoir dire combien de kilowattheures ont été économisés.
Deuxième urgence : nous avons voté une loi d'accélération des énergies renouvelables qui peine à se concrétiser, car des blocages persistent dans les derniers kilomètres. Je propose qu'une expérimentation forte soit menée dans une région volontaire pour développer rapidement les énergies renouvelables, où seraient définis des moyens supplémentaires de l'État, des dérogations réglementaires… Ce qui fonctionne pourrait ensuite être répliqué. Et puis la troisième urgence est la rénovation thermique. On met aujourd'hui des milliards d'euros dans une politique, sans qu'on puisse dire combien de kilowattheures ont été économisés. Les outils de mesure ne sont pas encore construits ! C'est une priorité, afin de flécher l'argent, demain, sur les solutions utiles.
On a percé le mystère des heures creuses et pleines pour votre électricité
Très chère électricité dont on ne peut se passer. Il existe bien un moyen de la payer à un tarif un peu moins élevé, en souscrivant l'option " heures creuses ". Encore faut-il savoir comment...
Les foyers français ne sont pas vernis. Ils vont devoir composer avec une hausse des tarifs de l’électricité. La TVA et la taxe intérieure de consommation finale sur l'électricité devraient être réintroduites.
Le paysage énergétique français s'apprête à connaître des changements importants en février prochain, avec l'annonce de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) concernant l'augmentation des factures d'électricité. Malgré une baisse des prix sur les marchés de gros, les consommateurs français devront faire face à une hausse, exclusivement due aux taxes, comme l'a souligné la CRE lors d'une déclaration le 10 janvier, rapporte Le Parisien. Dirigée par l'ancienne ministre Emmanuelle Wargon, la CRE évalue initialement les coûts de l'électricité pour les particuliers et les professionnels hors taxe. Cependant, le gouvernement, basant ses décisions sur ces évaluations, impose des taxes afin d'établir un prix toutes taxes comprises (TTC).
Selon le dernier document de la CRE, «au 1er février, le niveau moyen des tarifs réglementés baisse de 0,35 % HT par rapport aux tarifs gelés en vigueur depuis le 1er août 2023». Le rapport préconise une hausse de 0,01 du tarif pour les ménages et une baisse de 3,67 % pour les professionnels. Emmanuelle Wargon explique que cette baisse est due à la diminution des prix sur les marchés en 2023, attribuable à la résolution de la «crise des volumes» devenue une «crise des prix». Elle souligne les efforts déployés dans le secteur énergétique, avec une augmentation de la production de gaz, la performance d'EDF, et le renforcement de l'énergie éolienne.
Le retour des taxes
Cependant, une ombre plane sur cette bonne nouvelle. La loi de finances pour 2024 prévoit une réintroduction progressive des taxes, trois ans après la mise en place du bouclier tarifaire pendant la guerre en Ukraine. Ainsi, la TVA et la taxe intérieure de consommation finale sur l'électricité (TICFE) devraient être réintroduites, cette dernière revenant à 70 % de son niveau normal, soit 22,54 euros par MWh. Interrogée par Le Parisien, Emmanuelle Wargon indique : «En ramenant cette TICFE à 70 % de son niveau normal, à 22,54 euros par MWh, on arrive bien à une hausse de 10 % pour les particuliers, et de 6,20 % pour les professionnels.» Le plafond de 22,54 euros par MWh est conforme à la loi de finances.
Les consultations sur cette augmentation des prix débutent ce 11 janvier. Le nouveau gouvernement dirigé par Gabriel Attal devra prendre une décision délicate entre une augmentation impopulaire pour renflouer les caisses de l'État et la préservation du pouvoir d'achat des Français, déjà affecté par une hausse de 10 % en août dernier. Le Parisien rappelle qu'une augmentation de 10 % représente environ 130 euros de plus sur la facture annuelle, une information confirmée par le ministère des Comptes publics. Emmanuelle Wargon souligne que c'est avant tout une décision politique, dédouanant ainsi la Commission de régulation de toute responsabilité dans cette hausse annoncée.
Pierre Fougères
/https%3A%2F%2F2000watts.org%2Fimages%2Fstories%2FThomas%2F2023_08_double%20ko.jpg)
Allemagne vs France, et à l’arrivée, tout le monde perd...Il faut donc investir rapidement et utilement pour le contexte futur imposé par la physique et non pour un contexte idéalisé et inaccessible et de ce fait : « Il ne faut pas produire ce que l’on veut mais ce qu’on voudra se permettre ! » Exemples d’investissements pertinents : • Transports : infrastructures cyclables, fluviales et ferroviaires
/https%3A%2F%2F2000watts.org%2Fimages%2Fstories%2FPeople%2FPoutine-MbS.jpg)
Pour gouverner le monde, la course à l’énergie a débuté...les BRICS – Brésil, Russie, Inde, Chine, Afrique du Sud – ont invité six nouveaux pays dans leur club, pendant que le G7 et le G20 traversent une période de sécheresse, Vladimir Poutine et Kim Jong-un jouent les pyromanes sous les yeux usés du duo Trump-Biden
/https%3A%2F%2Fimages.rtl.fr%2F~c%2F2000v2000%2Frtl%2Fwww%2F1485990-le-logo-d-edf-illustration.jpg){kind=logo}
Jean-Marc Jancovici se penche sur le dossier de l'électricité, dont le prix va augmenter en France, quoi qu'il arrive, pour plusieurs raisons....Le gouvernement assure que le prix de l'électricité n'augmentera pas au mois de janvier 2024. Pourtant, on va avoir du mal à y échapper à court terme et à long terme. À court terme, à cause de ce qu'on peut appeler l'effet marché
/https%3A%2F%2F2000watts.org%2Fimages%2Fstories%2FThomas%2F2023_08_boue.jpg)
Les prix techniques depuis les années 1980 n’ont pas permis d’augmenter ou simplement de maintenir la croissance économique et le confort réel des ménages, seul l’endettement des pays a permis de maintenir l’illusion.....les pays européens viennent donc de franchir plusieurs cols de plus en plus pentus et le peloton ferait peut-être bien de se demander ce qui se passe devant, c’est à dire derrière celui que nous sommes en train d’attaquer, celui de la transition.
Energie: Un pays peut-il fonctionner en mode dégradé ? Il ne reste que quelques mois pour assurer la résilience énergétique et le fonctionnement, en mode secours, de nos entreprises et de nos institutions. L’ambition est d’éviter l’effondrement temporaire notamment de notre système électrique ainsi que de l’accès à l’eau et à la nourriture
/https%3A%2F%2Fi.ytimg.com%2Fvi%2FWem6TwimHE4%2Fhqdefault.jpg)
"L'individualisme est renforcé par la technologie moderne!" Notre consommation d’énergie est irrationnelle. Dès qu’elle vient à manquer, c’est tout notre mode de vie qui est menacé....