Les impacts technologiques de l'évolution du mix énergétique et ses conséquences sur l'outil industriel et les réseaux

N° 2149			N° 166
ASSEMBLÉE NATIONALE			SÉNAT
CONSTITUTION DU 4 OCTOBRE 1958 DIX-SEPTIÈME LÉGISLATURE			SESSION ORDINAIRE 2025 - 2026
Enregistré à la présidence de l'Assemblée nationale			Enregistré à la présidence du Sénat
le 27 novembre 2025			le 27 novembre 2025
RAPPORT au nom de L'OFFICE PARLEMENTAIRE D'ÉVALUATION DES CHOIX SCIENTIFIQUES ET TECHNOLOGIQUES sur Les impacts technologiques de l'évolution du mix énergétique et ses conséquences sur l'outil industriel et les réseaux par M. Joël BRUNEAU, député, et M. Patrick CHAIZE, sénateur
Déposé sur le Bureau de l'Assemblée nationale par M. Pierre HENRIET, Premier vice-président de l'Office				Déposé sur le Bureau du Sénat par M. Stéphane PIEDNOIR, Président de l'Office
Composition de l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques Président M. Stéphane PIEDNOIR, sénateur Premier vice-président M. Pierre HENRIET, député Vice-présidents
M. Jean-Luc FUGIT, député M. Gérard LESEUL, député M. Alexandre SABATOU, député		Mme Florence LASSARADE, sénatrice Mme Anne-Catherine LOISIER, sénatrice M. David ROS, sénateur
DÉPUTÉS		SÉNATEURS
M. Alexandre ALLEGRET-PILOT M. Maxime AMBLARD M. Philippe BOLO M. Éric BOTHOREL M. Joël BRUNEAU M. François-Xavier CECCOLI Mme Olga GIVERNET M. Maxime LAISNEY Mme Mereana REID ARBELOT M. Arnaud SAINT-MARTIN M. Emeric SALMON M. Jean-Philippe TANGUY Mme Mélanie THOMIN Mme Dominique VOYNET		M. Arnaud BAZIN Mme Martine BERTHET Mme Alexandra BORCHIO FONTIMP M. Patrick CHAIZE M. André GUIOL M. Ludovic HAYE M. Olivier HENNO Mme Sonia de LA PROVÔTÉ M. Pierre MÉDEVIELLE Mme Corinne NARASSIGUIN M. Pierre OUZOULIAS M. Daniel SALMON M. Bruno SIDO M. Michaël WEBER

SAISINE DE L'OFFICE PAR LA COMMISSION DES AFFAIRES ÉCONOMIQUES DE L'ASSEMBLÉE NATIONALE

SYNTHÈSE

L'évolution rapide du mix énergétique de la France, motivée par la lutte contre le changement climatique, est un phénomène majeur de ce début de siècle. La montée en puissance des énergies renouvelables, la réaffirmation d'une stratégie nationale en matière nucléaire, l'électrification croissante des usages et la numérisation des systèmes énergétiques transforment en profondeur l'organisation et le fonctionnement des infrastructures. Elles bouleversent en fait l'ensemble de l'économie : compétitivité des entreprises, sécurité d'approvisionnement, continuité des services essentiels.

La France possède des atouts importants : un système électrique historiquement sobre en carbone, des filières industrielles d'excellence, une expertise reconnue sur plusieurs technologies clés. Mais ces forces ne suffisent plus. Adapter les réseaux de transport et de distribution électriques, repenser le réseau gazier, relancer la filière nucléaire, renforcer la résilience des infrastructures critiques, sécuriser l'accès aux matériaux stratégiques et faire émerger de nouvelles filières : tout doit être engagé en parallèle, dans un contexte géopolitique plus instable que jamais et sous une pression internationale croissante.

Le rapport de l'Office formule neuf recommandations pour garantir, dans la durée, la résilience, la souveraineté et la compétitivité du modèle énergétique français.

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

L'électricité émerge au XIX? siècle comme nouveau vecteur énergétique grâce aux avancées scientifiques de l'époque. Elle se diffuse à grande échelle en France à partir des années 1880 avec la construction de centrales hydroélectriques et thermiques. Dès avant 1945, une géographie de la production électrique se dessine : hydraulique au Sud, thermique au Nord.

Après la Seconde Guerre mondiale, durant les Trente Glorieuses, la priorité est d'abord d'accroître rapidement l'offre. L'hydraulique domine encore mais dès les années 1950, le thermique à flamme devient majoritaire grâce à des coûts plus faibles et à la disponibilité du charbon, puis du pétrole, du gaz et du fioul. La dépendance croissante aux hydrocarbures importés conduit toutefois à une vulnérabilité stratégique, révélée par la crise de Suez (1956) puis le premier choc pétrolier (1973).

Le choc de 1973 déclenche un changement profond. La France engage une politique de sécurité d'approvisionnement, diversifie ses importations, limite l'exposition à un pays fournisseur unique, mais surtout accélère un programme nucléaire qui était déjà engagé Le plan Messmer (1974) lance une industrialisation massive et standardisée des réacteurs, permettant au nucléaire de devenir la principale source d'électricité à partir des années 1980 et de porter au-delà de 50 % le taux d'indépendance énergétique. À partir des années 2000, les énergies renouvelables progressent (éolien, solaire, géothermie) mais leur part dans la production reste longtemps marginale.

Parallèlement, le réseau électrique se densifie et s'interconnecte aux réseaux européens ; le réseau gazier se structure plus tardivement autour du gaz naturel domestique puis importé.

Un profond mouvement d'électrification transforme aussi les usages : industries électro-intensives proches des barrages, automatisation industrielle, traction ferroviaire, puis essor du confort domestique et du chauffage électrique. Plus récemment, la demande résidentielle et les usages numériques modifient durablement la courbe de charge, posant des enjeux contemporains de flexibilité et d'équilibre du système électrique.

2. Maîtriser la transition : technologies et infrastructures au service d'un système énergétique résilient

Dans un contexte où l'électricité est devenue indispensable au fonctionnement des services vitaux (santé, communication, transport, eau, industrie), la continuité de l'alimentation apparaît plus critique que jamais. Les récents black-out, en Europe comme aux États-Unis, illustrent le caractère systémique du risque.

Le réseau électrique, historiquement conçu autour de moyens centralisés (hydrauliques, thermiques puis nucléaires), doit désormais intégrer une production plus décentralisée et intermittente : photovoltaïque, éolien terrestre et en mer. Les flux d'énergie se modifient sous l'effet des injections locales et les risques de surtension, de congestion et de déséquilibre s'accroissent.

La stabilité du système reposait jusqu'ici sur l'inertie procurée par les machines synchrones des centrales classiques. Or, les installations renouvelables, connectées via des onduleurs, n'apportent pas ce service. Des réponses partielles émergent (inertie synthétique, réponse rapide en fréquence, batteries, volants d'inertie, compensateurs synchrones), mais leur généralisation est coûteuse et les risques subsistent lorsque la part instantanée de renouvelables dans le mix électrique dépasse 60 à 80 %.

Par ailleurs, les usages électriques évoluent : recharge à haute puissance des véhicules électriques, pompes à chaleur, nouvelles industries électro-intensives comme les data centers, etc. Or, malgré cette diversification, la consommation stagne, ce qui accentue les épisodes de surproduction et de prix négatifs.

Dans ce système plus variable, la flexibilité devient cruciale. Elle doit mobiliser à la fois l'offre (pilotage de la production, stockage de l'énergie produite en excès) et la demande résidentielle, tertiaire et industrielle. Le potentiel du pilotage résidentiel, du tertiaire automatisé, des procédés industriels modulables et, à terme, du vehicle-to-grid, susceptible d'offrir une réserve distribuée de plusieurs GWh, reste encore peu exploité.

Dans la plupart des pays, où le nucléaire représente moins de 30 % de l'électricité, les réacteurs tournent à puissance stable, ce qui optimise les coûts, simplifie l'exploitation et limite les contraintes sur les matériaux. En France, la forte part du nucléaire a conduit, dès la fin des années 1970, à des développements permettant de moduler rapidement la production. Cette flexibilité est éprouvée, mais son intensification, liée à la montée des énergies intermittentes, suscite des interrogations. Les experts soulignent un risque de vieillissement accru, surtout sur le circuit secondaire, et des limites physiques empêchant la production nucléaire de descendre sous 20 GWe. L'essor massif du solaire photovoltaïque pourrait ainsi conduire à des effacements et provoquer des déséquilibres économiques et industriels.

Le réseau gazier est une autre infrastructure clef pour la transition. Bien que la France soit totalement dépendante des importations, il reste un outil de sécurité grâce aux interconnexions, aux terminaux méthaniers et aux capacités de stockage (130 TWh). La baisse structurelle de la consommation de gaz impose toutefois une adaptation économique et technique du réseau, appelé à transporter des volumes croissants de gaz non fossiles, notamment le biométhane et l'hydrogène.

3. Adaptation et contribution de l'outil industriel français à l'évolution du mix énergétique

La France a connu une désindustrialisation importante depuis les années 1980. L'industrie reste néanmoins un consommateur d'énergie majeur : elle représente près de 20 % de la consommation finale nationale et génère 18 % des émissions de gaz à effet de serre. Le secteur doit donc contribuer à la décarbonation prévue par la Stratégie nationale bas-carbone.

D'ores et déjà, le mix énergétique de l'industrie incorpore une part importante d'électricité. Certains procédés industriels, comme la production d'aluminium par électrolyse, en utilisent de grandes quantités. Les entreprises électro-intensives qui les mettent en oeuvre sont très exposées à la concurrence internationale et aux fluctuations du prix de l'électricité. Leur solidité dépend aussi de la fiabilité de la fourniture d'électricité.

De nombreux procédés industriels requièrent un autre vecteur énergétique, la chaleur, dont près de 80% proviennent d'énergies fossiles, font intervenir des intrants carbonés ou mobilisent des processus émetteurs de CO₂. Pour eux, la transition implique une remise en cause technologique majeure.

La chaleur intervient pour déclencher ou accélérer des réactions chimiques, ou provoquer des changements de phase. Les besoins thermiques varient considérablement selon les filières : quelques dizaines de degrés pour le séchage dans l'agroalimentaire ou le textile, mais jusqu'à plus de 1000 °C pour la métallurgie, le verre ou les céramiques. L'électrification des processus est parfois possible sur un plan technique, mais doit se calquer sur le rythme de remplacement d'un outil industriel coûteux. C'est le cas des fours verriers, dont la durée de vie est une quinzaine d'années. Le biogaz pourrait être substitué au gaz naturel, mais la faible disponibilité des gisements organiques et un coût encore excessif rendent sa généralisation peu pertinente. Les innovations portées par les petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) ouvrent une piste nouvelle, à moyen terme, pour la décarbonation de la chaleur industrielle, mais l'écosystème français des SMR fait face à des difficultés financières, notamment sur les projets destinés à des usages industriels, car la stagnation de la consommation électrique dans l'industrie et la désindustrialisation freinent les investissements.

Les molécules carbonées sont au coeur de nombreux procédés industriels et le CO₂ y est souvent un produit fatal, comme dans la décarbonatation du calcaire, la synthèse de l'ammoniac ou le craquage du naphta. Pour décarboner ces industries, il faut revoir le procédé en tant que tel. Par exemple, pour produire de l'ammoniac bas-carbone, il faudrait pouvoir se passer du reformage du gaz naturel et produire un hydrogène bas-carbone grâce à l'électrolyse de l'eau ou la pyrolyse du méthane, en utilisant de l'électricité elle-même décarbonée.

Lorsque le procédé utilise des molécules carbonées à la fois comme source de chaleur et comme réactif, la démarche de décarbonation devient particulièrement complexe. Pour la sidérurgie, la transformation en fer pur de l'oxyde de fer contenu dans le minerai passe le plus souvent par l'utilisation du coke, un dérivé du charbon, dont la combustion fournit la chaleur nécessaire et qui agit par ailleurs comme réducteur chimique. La transition vers une production de fer bas-carbone passe par l'électrification - mais celle-ci a ses propres contraintes - ou par la mise au point de réacteurs dits « à réduction directe », dont la mise en oeuvre requiert cependant de l'hydrogène « vert ». Plus globalement, la généralisation de l'électricité bas-carbone et de l'hydrogène vert, appuyée par la mise au point de nouveaux catalyseurs performants permettrait de découpler la production de chaleur et la chimie du carbone, en dissociant les fonctions énergétiques des fonctions moléculaires dans la conception des procédés industriels. L'électrification s'accompagnerait alors d'une amélioration importante de l'efficacité énergétique de l'industrie, d'une modularisation des procédés, d'une réduction des pertes thermiques et d'une meilleure intégration entre filières. À terme, la dissociation essentielle du couple « chaleur-molécule » pourrait transformer en profondeur l'industrie lourde.

Pour réussir cette transformation énergétique, les industries doivent donc pouvoir bénéficier sur le long terme d'un approvisionnement électrique abondant et à coût maîtrisé.

4. Les trajectoires technologiques contrastées des mix énergétiques européens

L'Union européenne fixe un cadre ambitieux de réduction de 55 % des émissions de gaz à effet de serre en 2030 et de neutralité carbone en 2050, qui oriente les stratégies nationales vers un déploiement massif des énergies renouvelables. La plupart des États membres ont fortement accru leurs capacités solaires et éoliennes et l'« électricité verte » a représenté 54 % de la production totale au premier semestre 2025.

Dans certains pays, comme le Danemark, l'Allemagne, l'Espagne, la Lituanie ou les Pays-Bas, plus de 40 % de l'électricité est issue de sources intermittentes. L'étude de ces pays montre que l'intégration massive d'énergies renouvelables est possible, qu'elle peut reposer sur des choix diversifiés, mais qu'elle n'est pas sans contraintes. Elle nécessite d'adapter les réseaux, par exemple en Allemagne pour réduire l'asymétrie Nord-Sud ; elle oblige à des investissements de flexibilité substantiels, dont l'impact sur le coût final de l'énergie délivrée au client peut être important ; elle continue parfois de reposer sur le recours aux énergies fossiles pour assurer la stabilité de l'offre ; elle expose à des prix négatifs de l'électricité ou à des coûts d'effacement qui peuvent avoir un impact sur les finances publiques ou celles des opérateurs ; elle nécessite une planification rigoureuse, qui réserve une place aux interconnexions, lesquelles deviennent une sorte d'« assureur » final de l'approvisionnement électrique. Enfin, l'acceptabilité des installations d'énergie éolienne et solaire n'est pas toujours durablement acquise.

D'autres pays, comme la Suède, la Norvège et la France s'appuient sur des mix pilotables bas carbone bien dotés en machines synchrones, offrant stabilité, inertie et prix relativement compétitifs. La sécurité d'approvisionnement y est élevée. L'enjeu est ici double : il faut maintenir et moderniser un parc hydraulique ou nucléaire parfois ancien, en améliorant son niveau de sûreté ; il faut également engager les importants investissements destinés à approfondir la décarbonation de l'économie et l'électrification des usages. Pour les installations d'envergure (centrale nucléaire, STEP ou barrage), le coût de l'investissement initial est un frein ; pour les installations éoliennes ou solaires, le facteur à prendre en compte est plus celui des infrastructures « annexes » ayant vocation à préserver la stabilité du réseau et l'équilibre offre-demande, comme dans le groupe de pays précédent.