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

IV. COMPARAISONS INTERNATIONALES ET INSCRIPTION DU SYSTÈME FRANÇAIS DANS LES DYNAMIQUES EUROPÉENNES

A. LES TRAJECTOIRES TECHNOLOGIQUES CONTRASTÉES DES MIX ÉNERGÉTIQUES EUROPÉENS

L'Union européenne inscrit son action dans une dynamique d'accélération de la transition énergétique. Le « Pacte vert pour l'Europe »^130(*) fixe l'objectif de réduire d'au moins 55 %les émissions nettes européennes de gaz à effet de serre d'ici à 2030 par rapport aux niveaux de 1990 et d'atteindre la neutralité climatique à l'horizon 2050^131(*). Ces orientations structurantes imposent aux États membres d'orienter leurs choix énergétiques en faveur des énergies durables afin d'assurer la cohérence de leurs trajectoires nationales avec les engagements européens.

Au niveau national, les États membres déclinent les orientations européennes en élaborant leurs propres stratégies de neutralité carbone.

En 2020, le ministère espagnol de la Transition écologique a publié un ensemble de scénarios visant à aligner la trajectoire nationale sur le « Pacte Vert pour l'Europe ». Cette feuille de route repose essentiellement sur une production d'électricité intégralement renouvelable, combinant solaire, éolien et hydraulique^132(*), ainsi que sur une montée en puissance de l'efficacité énergétique dans les secteurs résidentiel et industriel. L'ambition affichée est donc d'atteindre une électricité entièrement décarbonée à l'horizon 2050.

En Allemagne, le gouvernement fédéral a renforcé en 2021 le cadre législatif avec la loi sur la protection du climat « Klimaschutzgesetz »^133(*). S'inscrivant dans la stratégie de transition énergétique « Energiewende », ce texte fixe un objectif de 80 % d'énergies renouvelables dans la production électrique d'ici 2030. Un conseil d'experts indépendants est chargé d'évaluer, tous les deux ans, l'efficacité des mesures prises et l'évolution des tendances.

En France, la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) définit la trajectoire vers la neutralité carbone en 2050^134(*). La deuxième édition de la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) précise les orientations relatives au développement des énergies durables dans le cadre de la transition énergétique nationale^135(*). Elle prévoit notamment de porter la part des énergies renouvelables, comme l'éolien et le solaire, à 50 % du mix électrique à l'horizon 2035.

Pour la majorité des pays européens, la transition écologique s'appuie sur une planification énergétique ambitieuse, dans laquelle les énergies renouvelables constituent une composante clé. Leur déploiement est indispensable pour atteindre les objectifs fixés par le paquet législatif « Fit for 55 »^136(*). Les États européens engagent ainsi des investissements importants dans les infrastructures de production renouvelable, comme l'éolien terrestre, l'éolien en mer, le photovoltaïque et le solaire thermique^137(*). D'autres technologies, telles que les énergies houlomotrice et marémotrice, demeurent encore marginales en raison d'une maturité technologique limitée.

Figure 23. Capacité installée d'énergies solaire et éolienne en Europe 2010 - 2024
Source : Eurobserv'er, Baromètre photovoltaïque 2025 et Baromètre éolien 2025 (avril 2025)

En fait, depuis plus de vingt ans, la plupart des gouvernements européens ont intégré les énergies renouvelables à leur stratégie énergétique. Le déploiement des installations solaires et éoliennes s'est intensifié. La figure 23 illustre cette dynamique Sur les quinze dernières années, la capacité éolienne installée en Europe a augmenté de 194 % et la capacité solaire installée a enregistré une croissance de plus de 900 %.

En conséquence, la contribution des énergies renouvelables à la production finale d'électricité en Europe au premier semestre 2025 dépasse désormais celle des énergies non renouvelables.

Figure 24. Production finale d'électricité en Europe au 1^er semestre 2025

Les données disponibles montrent que, durant le premier semestre 2025, 54 % de l'électricité produite en Europe provenait de sources renouvelables. Parmi cette production, 66,3 % relevait de filières dites intermittentes, ce qui représente 35,8 % de l'électricité générée sur la période.

Part des énergies renouvelables intermittentes dans la production nationale d'électricité en 2024

Danemark	68,9 %
Lituanie	59,9 %
Pays-Bas	44,5 %
Portugal	42,1 %
Allemagne	41,8 %
Espagne	40,3 %

Source : statistiques de l'AIE, « Countries and Regions » 2024 ( https://www.iea.org/countries)

Les projections confirment une dynamique ascendante. Au premier trimestre de 2025, la part des énergies renouvelables dans la production électrique de l'Union européenne atteignait 54 %, contre 52,7 % au premier trimestre 2024. Plusieurs États membres se distinguent par une intégration particulièrement avancée des énergies renouvelables intermittentes. Le Danemark, l'Allemagne, les Pays-Bas, le Portugal, la Lituanie et l'Espagne^138(*) produisent chacun plus de 40 % de leur électricité à partir de telles sources.

1. Les pays à forte pénétration des énergies renouvelables intermittentes

a) Le cas de l'Allemagne

Le cas de l'Allemagne illustre les stratégies adoptées par les pays ayant intégré une forte part d'énergies renouvelables dans leur mix électrique. En 2024, la production électrique allemande reposait notamment sur 27,2 % d'éolien et 14,6 % de solaire photovoltaïque.

Figure 25. Production d'électricité allemande en 2024
Source : IEA, « Energy system of Germany », 2024 ( https://www.iea.org/countries/germany)

La structure énergétique allemande s'inscrit dans la stratégie de transition engagée au début des années 2000, qui a pris le nom d'« Energiewende »^139(*). Cette politique vise simultanément la sortie du nucléaire, la réduction des émissions de CO2 et le développement massif des énergies renouvelables, en particulier l'éolien et le solaire. Si ces orientations ont permis une montée en puissance rapide des capacités de production renouvelables, elles ont également généré d'importants défis concernant la stabilité du réseau et le coût de l'électricité.

Vers la fin du XX^e siècle, la prise de conscience environnementale s'est renforcée en Allemagne, nourrissant une adhésion croissante de la population au développement des énergies renouvelables. Des initiatives citoyennes se sont mobilisées contre la construction de nouvelles centrales nucléaires et ont plaidé pour l'arrêt du nucléaire. Ce mouvement s'est amplifié dans les années 2000 et a trouvé un écho déterminant avec l'accident de Fukushima, en 2011, qui a conforté la décision d'abandonner l'énergie nucléaire et accéléré la mise en oeuvre de l'« Energiewende »^140(*).

En 2013, la coalition majoritaire recueille 41 % des suffrages lors des élections fédérales. Son programme repose sur la mise en oeuvre de l'« Energiewende », dans la continuité des orientations prises depuis le début des années 2000^141(*). À cette époque, une large majorité de citoyens considère encore que cette stratégie est une évidence et lui apporte son soutien. Néanmoins, la conduite de la transition et la gestion de ses conséquences - intermittence des sources, développement des infrastructures, modernisation du réseau, etc. - impliquent des investissements considérables. Des interrogations apparaissent alors quant à la soutenabilité de l'« Energiewende », entraînant une baisse progressive du niveau d'acceptation et une polarisation croissante du débat public^142(*).

Lors des élections fédérales de 2017, 65 % de la population estime supporter une part excessive des coûts liés à la transition énergétique. La hausse du prix de l'électricité nourrit une méfiance accrue à l'égard de l'« Energiewende ». Celle-ci devient un enjeu central de la campagne et un sujet clivant de la campagne. Le SPD (parti social-démocrate) défend une accélération du développement des énergies renouvelables et une réduction rapide de la dépendance aux combustibles fossiles. La CDU (Union chrétienne démocrate) soutient la transition mais de manière plus prudente, insistant sur la stabilité du réseau et la compétitivité des entreprises. Le résultat des élections est interprété comme reflétant la préférence des électeurs pour un développement plus maîtrisé des énergies renouvelables. L'invasion de l'Ukraine en 2022 marque un tournant majeur dans la perception de la stratégie énergétique du pays. La forte dépendance de l'Allemagne au gaz russe provoque une envolée des prix de l'électricité et replace la sécurité d'approvisionnement au rang des priorités stratégiques. Si le soutien à la transition reste relativement élevé, les attentes des citoyens se recentrent sur l'exigence d'une transition à la fois juste, efficace et rapide^143(*).

Les énergies renouvelables sont aujourd'hui majoritaires dans le mix électrique en Allemagne. Cependant, le pays continue de recourir au charbon et au gaz lorsque les conditions météorologiques défavorables limitent la production renouvelable. Ce recours présente un intérêt technique évident pour pallier l'intermittence et garantir la sécurité d'approvisionnement, mais il demeure difficilement compatible avec l'objectif de neutralité carbone à l'horizon 2050. Lors des épisodes hivernaux de Dunkelflaute (faible ensoleillement et vents insuffisants), la production renouvelable chute fortement, contraignant l'Allemagne à augmenter le recours aux énergies fossiles. Ainsi, en décembre 2024, 18 % seulement de la production électrique provenait d'énergies renouvelables^144(*).

L'Allemagne a connu par ailleurs des situations fréquentes de surproduction, reflétant une capacité structurelle à couvrir ses besoins, y compris lors des pointes de consommation^145(*). Cette surproduction se traduit par des périodes prolongées de prix négatifs de l'électricité. En 2024, plus de 450 heures consécutives ont été enregistrées, générant des coûts d'effacement importants, estimés entre 1,5 et 4 milliards d'euros, très supérieurs à ceux observés en France, qui s'élèvent à 100 millions d'euros en moyenne^146(*).

Malgré une production globalement robuste, le système allemand est confronté à des contraintes techniques structurantes. La localisation des capacités de production électrique au nord du pays et la concentration des grands bassins industriels au sud créent une asymétrie qui accentue les risques de congestion. De lourds investissements sont nécessaires pour assurer l'acheminement de l'électricité : une ligne à très haute tension de 300 kilomètres doit entrer en service en 2027. Plus largement, l'Allemagne prévoit d'investir 320 milliards d'euros pour la modernisation de son réseau d'ici 2040^147(*). Le déploiement de telles infrastructures suscite toutefois de fortes résistances locales, conduisant à privilégier l'enfouissement des lignes, dont le coût est trois à quatre fois supérieur à celui des lignes aériennes.

b) Le cas de l'Espagne

En Espagne, la production nationale d'électricité repose principalement sur cinq filières : l'éolien, le solaire, le nucléaire, le gaz et l'hydraulique. Ensemble, ces sources de production assurent l'essentiel de l'approvisionnement électrique du pays, dont 54,5 % proviennent d'énergies renouvelables. Elles permettent de satisfaire une demande annuelle d'environ 250 térawattheures, globalement stable depuis la période post Covid.

Dans les années 1960, l'Espagne engage un processus d'industrialisation rapide. Pour répondre à ses besoins croissants en énergie, le pays recourt massivement au pétrole importé, principalement en provenance du Moyen-Orient. Lors des deux chocs pétroliers de 1973 et 1979, près de 70 %^148(*) de l'approvisionnement énergétique national dépend de l'extérieur.

Figure 26. Mix électrique espagnol en 2024
Source : IEA, « Energy system of Spain », 2024 ( https://www.iea.org/countries/spain/electricity)

Cette vulnérabilité expose l'économie espagnole à une hausse brutale des coûts de l'énergie, plongeant le pays dans une crise sévère. L'impact économique est considérable et révèle la nécessité de repenser en profondeur la stratégie énergétique nationale. Dans cette perspective, les pouvoirs publics engagent une réflexion visant à renforcer la souveraineté énergétique du pays, notamment par la diversification des moyens de production.

L'Espagne choisit alors de se tourner vers le nucléaire et l'importation de gaz. Un programme nucléaire est lancé et plusieurs centrales sont construites^149(*). Les centrales de Cofrentes et Asco voient le jour respectivement en 1984 et 1986 afin de suivre les nouvelles directives de diversification du mix énergétique. L'État choisit aussi de recourir au gaz pour disposer d'une autre ressource^150(*).

Dans les années 1990, les énergies renouvelables, restées jusqu'alors marginales, connaissent un fort développement. Dans le sillage de plusieurs autres pays européens, des réformes libéralisent le secteur énergétique espagnol. Des portes s'ouvrent pour les entreprises privées et une nouvelle activité de production et de gestion d'énergies éolienne et photovoltaïque se développe dans le pays. L'Espagne connaît alors un fort développement des énergies renouvelables grâce à cette dynamique initiée par de nouvelles planifications énergétiques (PEN)^151(*). Après les années 2000, les énergies renouvelables, solaire comme éolienne, sont pleinement intégrées à la production électrique. Soutenu notamment par des tarifs d'achat avantageux, le secteur connait une forte croissance.

Cette dynamique est stoppée après la crise des subprimes de 2008, qui fragilise l'économie espagnole. Le financement du secteur énergétique ralentit fortement, freinant l'essor des énergies renouvelables^152(*). Le pays connaît d'importantes difficultés financières et se repose sur le modèle élaboré avant la crise^153(*). La tension économique pousse l'Espagne à adopter un moratoire sur les aides aux énergies renouvelables. En 2012, un décret suspend toutes les subventions et aides publiques aux nouvelles infrastructures renouvelables^154(*). Entre 2012 et 2018, la politique énergétique ralentit le développement des énergies renouvelables - notamment du solaire photovoltaïque - et renforce l'utilisation du gaz dans la production d'électricité.

À partir de 2018, la transition énergétique trouve un souffle nouveau. Des dispositifs de subventions incitent au développement des énergies renouvelables. Cette impulsion est amplifiée dès 2019 par le Plan National Intégré Énergie Bas-Carbonne (PNIEC)^155(*). Celui-ci dicte la stratégie énergétique du pays entre 2021 et 2030 en misant sur l'utilisation d'énergies durables et en s'alignant avec le Pacte Vert européen. En 2021, l'adoption de la loi sur le changement climatique et la transition énergétique fixe à la transition écologique des objectifs encore plus ambitieux. Le but est d'atteindre la neutralité climatique d'ici 2050 et de sortir progressivement du nucléaire d'ici 2035^156(*).

En 2022, l'invasion russe de l'Ukraine fait exploser les prix du gaz importé de Russie. L'Espagne - dont 18,2 % du mix électrique repose sur le gaz - en subit directement les effets, qu'elle cherche à atténuer grâce à un plan de défense, « l'exception ibérique »^157(*). Ce plan mené conjointement avec le Portugal a permis de plafonner le prix du gaz de la péninsule ibérique lors de la crise de 2022. En limitant le prix et l'utilisation du gaz dans sa production, l'Espagne a réussi à découpler le prix de l'électricité des turbulences du marché mondial. Ces mesures ont permis de réduire de 30 % à 64 % les factures d'électricité des consommateurs précaires^158(*). Grâce à cette politique, le soutien public à la transition énergétique est resté relativement élevé, même dans un contexte de crise. Les décisions prises ont fédéré la population, qui a fait globalement confiance aux directives du gouvernement.

La politique consiste désormais à favoriser l'expansion du solaire et de l'éolien en se basant sur les planifications antérieures (PNIEC) et en cherchant à surmonter les quelques réticences locales. L'électrification massive est, pour l'Espagne, le levier privilégié de la transition énergétique. En revanche, le rôle du nucléaire dans la stratégie énergétique clive autant les politiques que la population^159(*).

L'Espagne bénéficie d'un contexte géographique et climatique propice au développement des énergies renouvelables et particulièrement du solaire photovoltaïque. La carte de « l'irradiation globale moyenne » (GHI) montre que l'Espagne est, en Europe, l'un des territoires les plus propices au déploiement d'infrastructures solaires et l'un de ceux où la rentabilité de telles installations peut être présumée.

Figure 27. Moyenne annuelle de l'irradiation globale horizontale (GHI) entre 1994 et 2018
Source : Solargis, Global Horizontal Irradiation Europe, 2019 ( https://solargis2-web-assets.s3.eu-west-1.amazonaws.com/public/flyers/230098c2e9/Solargis_maps-2019-03-25_EU-FR-web.pdf).

Avec un GHI moyen de 1670 kWh/m²/an, l'Espagne est fortement irradiée et le développement du solaire paraît pertinent. La capacité photovoltaïque installée par habitant souligne le niveau d'investissement du pays dans les technologies solaires.

Figure 28. Puissance solaire installée par habitant en fonction du potentiel solaire GHI
Sources : EurObservER, Baromètre photovoltaïque 2025 ; Nations Unies, « Data Portal - Population Division », 2024 ; Global Solar Atlas 2025

Le graphe met en évidence que l'Espagne tire parti du fort ensoleillement de son territoire, qui est activement exploité grâce à des planifications (comme la PNEIC) et à des financements publics.

Conformément à la loi sur la transition énergétique adoptée en mai 2021, l'Espagne vise la neutralité carbone en 2050. Cela passe par une décarbonation totale du secteur électrique et une diminution des émissions de gaz à effet de serre de 90 % par rapport à 1990^160(*). En se basant sur le Plan National Intégré Énergie-Climat (PNIEC), l'Espagne échelonne sa transition énergétique avec des objectifs intermédiaires^161(*) pour 2030 :

- réduire les émissions de 32 % par rapport à 1990,

- atteindre 42 % de renouvelables dans la consommation finale d'énergie,

- garantir que 81 % de l'électricité provient des renouvelables,

- améliorer l'efficacité énergétique de 43 %.

Pour pallier l'intermittence de sa production d'électricité, l'Espagne envisage d'investir dans l'hydrogène vert. L'objectif est d'installer 40 GW d'électrolyseurs d'ici 2030 afin de stabiliser l'offre. De plus, des mesures incitatives sont déployées depuis 2021 afin de piloter la demande. Les programmes « Time of Use (ToU) » et « Prix Volontaire pour Petits Consommateurs (PVPC) » permettent aux consommateurs d'avoir accès au prix affichés du marché de gros afin de réguler leur consommation^162(*). En parallèle, des mesures réglementaires comme le décret-loi royal 17/2022 visent à pérenniser l'intégration des énergies renouvelables. L'objectif est de fournir un cadre clair pour coupler la demande à la production des renouvelables^163(*).

c) Le cas du Danemark

À l'image de l'Espagne et de l'Allemagne, le Danemark fait une large place aux énergies renouvelables dans son mix énergétique. En 2024, cette part représentait environ 80 % du mix électrique.

Dans les années 1960, la quasi-totalité de la production d'énergie finale reposait sur le pétrole. Le Danemark ne dispose pas de ressources pétrolières sur son territoire et a donc longtemps été dépendant de l'importation de celui-ci. À l'instar de l'Espagne, l'économie danoise et le secteur énergétique ont beaucoup souffert des crises pétrolières des années 1970. Après ces événements, de nombreuses centrales brûlant du pétrole ont été converties au charbon afin de sécuriser l'approvisionnement^164(*).

Face aux enjeux climatiques, la politique énergétique nationale a délaissé peu à peu le charbon et soutenu activement le passage à des sources d'énergie moins émettrices de CO₂. En 2017, le gouvernement a annoncé la fermeture de toutes les centrales à charbon d'ici 2030. Même si la crise énergétique de 2022 a ralenti ce mouvement, la part du charbon dans le mix énergétique a diminué de 88 % entre 2000 et 2024. En 2025, une seule grande centrale à charbon reste en activité et l'abandon complet du charbon à l'horizon 2030 semble plausible^165(*).

Figure 29. Mix électrique danois en 2024
Source : IEA, « Energy system of Denmark », 2024 ( https://www.iea.org/countries/denmark/electricity)

Actuellement, le Danemark planifie sa stratégie énergétique en se basant sur les objectifs de neutralité carbone à l'horizon 2050 fixés par l'Union européenne. La planification énergétique danoise se fixe pour 2030 les objectifs suivants^166(*) :

- atteindre 100 % d'électricité renouvelable,

- remplacer intégralement le gaz fossile par du biométhane,

- augmenter les capacités éoliennes entre 9 et 14 GW,

- atteindre 9 GW de capacité solaire installée.

La consommation est restée relativement stable en 2024 malgré l'essor de l'électrification massive, marquée par un déploiement important des pompes à chaleur. Cela est principalement dû à l'amélioration de l'efficacité énergétique dans les secteurs résidentiel et industriel, qui a limité l'augmentation de la consommation. Le recours au véhicule électrique reste modéré dans le pays, même si une augmentation est attendue dans les prochaines années.

Pour atteindre les objectifs de neutralité carbone, de nombreuses politiques visent à accélérer l'implantation de capacités éoliennes. Un projet prévoit l'installation de champs éoliens offshore sur deux sites : en mer du Nord et en mer Baltique. Ces projets devraient accueillir des installations de 3 GW chacun et croître jusqu'à 10 GW pour les installations situées en mer du Nord. La création de ces infrastructures permettrait de respecter les accords européens sur la transition énergétique, d'exporter de l'électricité et d'alimenter des usines de fabrication d'hydrogène vert^167(*). En effet, le gouvernement souhaite expérimenter ce vecteur comme moyen de stockage énergétique à long terme. De nombreuses installations Power-to-X sont créées dans l'Ouest du Danemark afin de « transformer » l'électricité excédentaire en hydrogène. Toutefois, le recours à l'hydrogène comme moyen de stockage énergétique fait débat dans le milieu scientifique. L'avenir de nombreux projets d'électrolyseurs est incertain et plusieurs ont été suspendus^168(*).

Les décisions des pouvoirs publics en matière de transition énergétique sont de manière générale soutenues par la population. La bonne compréhension des enjeux environnementaux rend la transition énergétique globalement acceptée dans le pays. La population soutient les initiatives visant à déployer les énergies renouvelables sur le territoire. Néanmoins, quelques résistances locales se font ressentir^169(*). De manière générale, le degré d'acceptation des infrastructures diminue lorsqu'elles sont plus proches des habitations. Ce phénomène « Not in my backyard » est constaté dans toute l'Europe et pour grand nombre d'infrastructures. Au Danemark, il n'est pas rare que la population rurale se plaigne de devoir supporter des installations surtout utiles à la population des grandes villes sans compensation financière sur le prix de l'énergie qui lui est délivrée. La contestation des projets éoliens et solaires terrestres a conduit le Danemark à investir massivement dans les éoliennes offshore pour des questions d'acceptabilité^170(*).

Le Danemark n'a pas recours à l'énergie nucléaire. Une loi de 1985^171(*) interdit l'installation de centrales nucléaires sur le territoire national. Néanmoins, une part de l'électricité consommée dans le pays est importée de Suède, dont la production est en partie d'origine nucléaire. En mai 2025, le gouvernement a lancé une étude pour évaluer la levée de l'interdiction du nucléaire. Le pays explore le potentiel des petits réacteurs modulaires (SMR) comme une option pour les années à venir.

2. Les modèles à mix pilotable et bas-carbone

a) État des lieux des moyens pilotables en Europe

Le mix pilotable est un modèle combinant plusieurs sources d'énergie pour gérer de manière dynamique la production et réaliser l'équilibre offre-demande. Cela permet d'assurer la stabilité du réseau et de minimiser les coûts de production tout en réduisant les émissions de gaz à effet de serre^172(*). La pilotabilité, ou flexibilité du mix facilite l'intégration efficace d'énergies renouvelables sans compromettre la fiabilité du réseau électrique. Un mix pilotable simplifie ainsi la gestion technique d'un réseau à forte pénétration d'énergies renouvelables intermittentes^173(*).

Des moyens de production comme les centrales nucléaires ou les STEP sont pilotables et bas carbone. Les centrales à gaz ou à charbon sont également pilotables, mais non décarbonées et elles n'entrent donc pas dans le cadre de la neutralité carbone recherchée pour 2050.

À l'échelle européenne, des pays comme la Suède, la France ou la Norvège se démarquent par un mix énergétique dominé par les moyens de production pilotables et bas carbone, comme les énergies nucléaire ou hydraulique. Le choix des moyens de production est tributaire de la situation topographique, économique et géopolitique de chaque pays. Cette diversité des situations oblige les États à analyser le potentiel de leur territoire afin d'adopter le mix le mieux adapté. Aucun mix n'est transposable ou duplicable d'un État à un autre, chacun reflétant un équilibre entre ressources et contraintes.

Les données de l'Agence Internationale de l'Énergie (IAE) permettent d'évaluer le degré de pénétration des sources pilotables sur le sol européen. La figure 30 illustre le mix électrique en Europe en 2023.

Figure 30. Mix électrique en Europe en 2023
Source : statistiques de l'AIE, « Countries and Regions » 2024 ( https://www.iea.org/countries)

Les données montrent que 74,5 % de l'électricité européenne produite en 2023 provient d'une source pilotable. La part d'énergie pilotable et bas carbone correspond à 36,1 % de la production européenne d'électricité en 2023.

b) Le cas de la Suède

Le cas de la Suède illustre la stratégie des pays à mix pilotable. En 2024 le mix électrique suédois reposait sur 37,7 % d'hydraulique et 29,3 % de nucléaire.

Figure 31. Mix électrique suédois en 2024
Source : IEA, « Energy system of Sweden », 2024 ( https://www.iea.org/countries/sweden/electricity).

Actuellement, la Suède dispose d'un mix énergétique diversifié parmi les plus décarboné au monde : environ 99  % de sa production d'électricité sont issus de sources bas carbone. Ce taux reflète la forte part de production hydraulique et nucléaire dans le mix électrique suédois^174(*).

En mars 1980, lors d'un référendum, 58 % des Suédois se prononcent en faveur d'un arrêt total de la production nucléaire à l'horizon 2010^175(*). Néanmoins, dans les années 2000, certains réacteurs sont prolongés et la perspective d'une fermeture totale du parc est repoussée. Par la suite, le parlement suédois adopte une stratégie énergétique combinant nucléaire et énergies renouvelables autour de l'éolien terrestre et offshore^176(*).

Depuis les années 2020, deux visions structurent l'avenir énergétique du pays. Les partis se situant sur la droite de l'échiquier politique souhaitent développer le nucléaire, avec 2,5 GW de puissance installée d'ici 2035 et 10 GW d'ici 2045. Les partis se situant à gauche privilégient l'éolien, notamment offshore, et s'opposent au déploiement de réacteurs nucléaires de grande puissance, jugés trop onéreux. Néanmoins, la hausse des prix de l'électricité et les émissions de gaz à effet de serre liées aux centrales à pétrole ont fait évoluer l'opinion publique : 50 % des Suédois sont favorables au retour du nucléaire qui qui est vu comme permettant de garantir la stabilité du réseau, la transition énergétique et la maîtrise des coûts^177(*).

La Suède ne dispose pas d'une planification énergétique aussi détaillée et centralisée que la majorité des pays de l'Union européenne (comme l'Allemagne avec l'Energiewende ou la France avec la PPE et la SNBC). Le pays définit et met en oeuvre des politiques annuelles plus flexibles en fonction des besoins énergétiques. L'absence de plans énergétiques de moyen ou long terme conduit le gouvernement à proposer des subventions dans certains secteurs comme l'éolien, ou plus récemment le nucléaire, au motif que le marché n'a pas été capable de s'autoréguler et d'anticiper l'augmentation de la consommation d'énergie.

La consommation d'électricité est stable depuis 30 ans mais elle devrait doubler d'ici 2045. Au vu de ces prévisions et pour assurer la sécurité d'approvisionnement à des prix stables, le gouvernement a validé en mai 2025 un programme de financement de réacteurs nucléaires. Une capacité supplémentaire de 4 à 6 GW devrait être mise en service pour moitié d'ici 2035. Ce programme vise à renforcer la stabilité du système électrique et à accompagner l'électrification accrue de l'industrie et de la défense. La Suède s'est fixé un objectif de neutralité carbone à l'horizon 2045^178(*).

c) Le cas de la Norvège

La Norvège a « développé l'hydroélectricité dès les années 1950 en s'appuyant sur un relief montagneux et des cours d'eau abondants qui offrent un bon potentiel hydraulique^179(*). Dans les années 1970, après la découverte de gisements de pétrole en mer du Nord, la Norvège est devenue un exportateur majeur d'hydrocarbures^180(*). Aujourd'hui, les centrales hydrauliques assurent 90 % de la production d'électricité. Depuis le début du siècle, la Norvège promeut l'électrification des usages, notamment pour respecter les objectifs de neutralité carbone fixés par l'Union européenne. Le pays n'a jamais eu recours au nucléaire : des projets de recherche dans les années 1970 ont été abandonnés en raison de l'opposition publique. Aujourd'hui encore, aucun projet énergétique ne repose sur le nucléaire malgré un engouement croissant de la population^181(*).

Figure 32. Mix électrique norvégien en 2024
Source : IEA, « Energy system of Norway », 2024 ( https://www.iea.org/countries/norway)

Actuellement, le mix norvégien est particulièrement atypique puisque 99 % de l'électricité produite sont issus de sources renouvelables. La Norvège met cependant en oeuvre une stratégie de décarbonation, en ligne avec les objectifs européens de 2050^182(*), qui vise une réduction des émissions de 90 à 95 % en 2050, avec des objectifs intermédiaires de 55 % en 2030. Le pays déploie plusieurs mesures à l'échelle nationale :

- l'électrification des usages. Les perspectives officielles projettent une augmentation de la demande comprise entre 180 et 260 TWh d'ici 2050. Cette estimation prend en compte l'augmentation du nombre de véhicules électriques, la production d'hydrogène et les nouvelles industries^183(*) ;

- le développement des énergies renouvelables et particulièrement de l'éolien offshore. 30 GW de capacités éoliennes offshore^184(*) devraient être déployés d'ici 2040 ;

- la mise en service de technologies de capture et stockage du carbone (CSC) afin de décarboner les filières comme la cimenterie, la métallurgie ou la chimie. Des opérations comme « Longship »^185(*) visent à prouver la faisabilité du CSC et à créer un stockage à grande échelle du CO₂ pour le marché européen.

L'implantation croissante d'infrastructures éoliennes intermittentes déstabilise le réseau électrique, déjà saturé dans de nombreuses régions. Le transport d'électricité est congestionné dans de nombreuses zones et la mise en service de nouvelles lignes demande du temps et est onéreux. La géographie longitudinale et montagneuse de la Norvège génère des goulets d'étranglement entre le nord et le sud^186(*), voire une congestion du réseau, empêchant les surplus créés dans le nord du pays d'atteindre les centres de consommation situés plutôt dans le sud^187(*). De ce fait, le caractère pilotable des centrales hydroélectriques perd en efficacité. De plus, la Norvège ne souhaite pas étendre ses interconnexions transfrontalières, vues comme trop onéreuses. Le gouvernement a ordonné au gestionnaire de réseau de ne pas planifier de nouvelles interconnexions avant 2029^188(*). La Norvège a aussi rejeté le projet « NorthConnect » vers le Royaume-Uni et gère son réseau de manière souveraine^189(*).

Afin d'assurer l'équilibre entre l'offre et la demande, le gouvernement norvégien met en place de nouveaux dispositifs. L'État promet un raccordement plus rapide au réseau pour les usines ou data centers qui acceptent de réduire leur consommation lors des pics de demande. Des projets de pilotage de la consommation, tel que « eFleks » testent la flexibilité des consommateurs en les rémunérant s'ils réduisent leur demande lors de congestions^190(*). Afin de piloter intelligemment la demande, la Norvège compte sur les « compteurs intelligents » avec lesquels plus de 90 % des ménages et petites entreprises ont des contrats indexés sur les prix horaires du marché. Depuis l'automne 2025, le nouveau système « Norway Price » permet un pilotage fin de la consommation de façon automatisée^191(*).

La population norvégienne semble être avertie des enjeux écologiques contemporains et être encline à accepter la transition énergétique. Grâce au nombre de centrales hydrauliques, les prix de l'électricité étaient historiquement stables et bas. Néanmoins, des évènements comme la crise énergétique de 2022 ont fait exploser les prix de l'électricité. Lors des élections de 2025, les questions environnementales étaient largement absentes de la campagne ; en revanche, le prix de l'électricité est devenu une priorité pour les Norvégiens^192(*).

On constate aussi une réticence de la population quand les projets affectent les paysages ou les zones naturelles. Le développement de l'éolien terrestre est désormais quasiment arrêté en raison de l'opposition publique, qui a triplé entre 2015 et 2020. En particulier, l'affaire de Fosen^193(*), qui a éclaté en 2021, a mis un sérieux coup d'arrêt aux parcs éoliens terrestres. La construction de 151 éoliennes sur la péninsule de Fosen a affecté des zones de pâturage traditionnelles de rennes. La cour suprême norvégienne a jugé illégale l'installation des éoliennes^194(*). Après plusieurs années de négociations, un accord a été conclu pour ouvrir aux éleveurs des espaces de pâturage alternatifs, des compensations financières et des droits de consultation sur l'avenir des turbines. Il n'est parfois pas facile de concilier transition climatique et acceptabilité populaire, ce qui génère des tensions sur la façon de réaliser la transition^195(*).

Certains Norvégiens sont d'ailleurs méfiants vis-à-vis de la transition énergétique. Une part de la population est employée au sein d'entreprises d'hydrocarbures et le pétrole a un impact important sur les finances du pays. En 2020, une aide publique a été accordée aux entreprises pétrolières, ce qui montre la volonté de garder ce secteur actif et de protéger les emplois.

d) Le cas de la France

Charbon, pétrole et gaz naturel ont longtemps dominé la production énergétique et électrique française. Leur part a progressivement diminué en raison de la montée des préoccupations environnementales et de la volonté de réduire la dépendance aux importations. Le milieu des années 1970 marque un tournant avec le lancement d'un programme extrêmement ambitieux de construction d'un parc nucléaire capable de sécuriser l'approvisionnement en électricité. Après le choc pétrolier des années 1970^196(*), l'objectif est de réduire la dépendance aux énergies fossiles. Entre 1980 et 1989, 18 centrales sont mises en service.

Depuis les années 2000, la France développe aussi des moyens de production éolienne et solaire afin de diversifier les sources d'énergie et de réduire l'empreinte carbone. Les premières années de la transition énergétique ont révélé des tensions sociales où les oppositions locales ont souvent ralenti l'implantation des infrastructures renouvelables.

Aujourd'hui, le mix électrique français est structuré autour de deux grands piliers : l'énergie nucléaire et les énergies renouvelables. La production électrique est nucléarisée à hauteur de 67 %. Les énergies renouvelables, comme l'éolien, le solaire et l'hydraulique, constituent 26 % du mix électrique.

Figure 33. Mix électrique français
Source : IEA, « Energy system of France », 2024 ( https://www.iea.org/countries/france/electricity)

Ces dernières années, la France a connu une baisse de la consommation électrique, qui n'avait pas été anticipée. L'efficacité énergétique s'est améliorée, les politiques publiques et la crise de 2022 ont pesé sur la consommation. En parallèle, le pays a mis en service de nouvelles installations de production, ce qui a créé les conditions dans lesquelles peut apparaître une surproduction. Or il faut équilibrer en tout temps l'offre et la demande pour assurer la stabilité du réseau. Les échanges transfrontaliers, qui ont connu une augmentation significative en 2024, ont permis d'exporter l'électricité excédentaire.

Néanmoins, la situation est vouée à évoluer. D'après les scénarios du gestionnaire de transport (RTE), le mix électrique devra répondre à une demande en forte croissance, résultant notamment de l'électrification des transports, du chauffage et d'une partie de l'industrie. Pour y faire face, la France planifie sa stratégie :

- la construction de six réacteurs nucléaires EPR2 sur les sites de Penly, Gravelines et Bugey et le lancement d'une étude pour la construction de huit réacteurs EPR2 supplémentaires à l'horizon 2050 ;

- le développement des énergies renouvelables : construction de 100 GW de capacités solaires d'ici 2050 et de 40 GW de capacités éoliennes d'ici 2035.

La stratégie française vise une complémentarité entre installations nucléaires et infrastructures renouvelables. Sur le plan technique, l'intégration croissante de l'éolien et du solaire fait peser de fortes contraintes sur le réseau, appelant d'importants investissements pour flexibiliser l'offre et compenser l'intermittence de la production renouvelable. Il est indispensable de maintenir un socle de production pilotable pour assurer une gestion fine des flux. Néanmoins, certains facteurs freinent le développement des sources pilotables malgré leur importance dans la transition écologique.

La construction de nouvelles centrales nucléaires peut prendre plus de 15 ans. Ceci est particulièrement contraignant dans un contexte où la transition énergétique devrait être rapide^197(*). Les centrales nucléaires ont une durée de vie de plusieurs décennies et la capacité installée doit être dimensionnée non seulement pour répondre aux besoins actuels, mais aussi pour répondre à l'évolution future de la consommation. Ceci suppose de faire des prévisions de croissance démographique, de développement industriel et de changements dans les habitudes de consommation (par exemple sur la demande d'électricité due à la transition vers des véhicules électriques ou des systèmes de pompes à chaleur). Les sources pilotables sont des outils industriels structurants dont les trajectoires de déploiement, très rigides, doivent être rapidement alignées sur une trajectoire de consommation incertaine et fluctuante ; ceci n'est pas sans causer quelques difficultés aux planificateurs^198(*).

Le principal frein à l'expansion de moyens pilotables de grande envergure en Europe (comme la centrale nucléaire ou la STEP) est le coût des infrastructures. Les investissements initiaux sont très élevés, en raison de la complexité des installations et des délais de mise en oeuvre. Les ressources peuvent être compliquées à réunir pour les entreprises européennes et il n'est pas rare que l'État soit amené à intervenir, voire que les finances publiques soient mises à contribution d'une façon ou d'une autre^199(*). Les coûts d'investissement élevés obscurcissent également l'horizon d'investisseurs dont bon nombre recherchent un retour sur investissement rapide.

L'acceptation sociale des centrales nucléaires est un autre frein à leur développement. Les interrogations sont multiples et vont de la gestion des déchets radioactifs aux débats autour du retraitement des combustibles usés ainsi qu'aux craintes d'un accident nucléaire^200(*).

Avec un déploiement plus rapide et un coût unitaire plus faible, les énergies éolienne et photovoltaïque parviennent plus facilement à mobiliser les financements nécessaires à leur construction que les projets de grandes infrastructures pilotables.

3. Les retours d'expérience utiles à la trajectoire française

a) Évaluer les différentes stratégies énergétiques mises en oeuvre en Europe : quelques indicateurs

L'étude de six pays européens permet d'avoir une vision - certes non exhaustive - des différentes stratégies énergétiques adoptées. Les priorités nationales varient : certains placent l'accent sur la sécurité d'approvisionnement tandis que d'autres s'engagent fortement dans la transition écologique.

Cette diversité illustre la complexité de la planification énergétique à l'échelle européenne. L'Allemagne, l'Espagne et Danemark sont des pays avec une forte pénétration d'énergies renouvelables, éolienne ou solaire. La Suède, la Norvège et la France représentent des pays avec un socle important d'énergie pilotable bas carbone, nucléaire ou hydraulique.

Plusieurs critères permettent de mettre en perspective les mix énergétiques des pays étudiés et d'apprécier l'efficacité de leurs stratégies, en termes de performance, de fiabilité et de durabilité.

(1) L'impact environnemental

L'analyse des émissions de CO2 est un indicateur clé permettant d'évaluer l'impact climatique des stratégies énergétiques. Ce critère permet d'évaluer le degré de décarbonation atteint par un pays.

Évolution des émissions de CO₂ liées à la production d'énergie par habitant (entre 2000 et 2023)

Allemagne	-32 %
Espagne	-34 %
Danemark	-52 %
Suède	-47 %
Norvège	-8 %
France	-31 %

Source : AIE, Données sur la période 2000-2023 extraites des fiches pays

Le Danemark a réussi à réduire significativement son empreinte carbone grâce à un mix fortement renouvelable et à des politiques efficaces de transition énergétique.

(2) La sécurité d'approvisionnement

Le bilan électrique national permet de comparer la part nette d'exportations ou d'importations par rapport à la production totale. Un pourcentage positif indique que le pays est un exportateur net ; un pourcentage négatif indique que le pays est un importateur net.

Bilan électrique ajusté pour 2024

(+ exportations, - importations)

Allemagne	-5,8 %
Espagne	+3,6 %
Danemark	-12 %
Suède	+19,4 %
Norvège	+11,7 %
France	+15,8 %

Source : AIE, Données sur la période 2000-2023 extraites des fiches pays

L'Espagne, la Suède, la Norvège et la France sont des exportateurs d'électricité. L'Allemagne et le Danemark sont importateurs nets.

Le « Loss of Load Expectation » (LOLE) correspond au nombre d'heures par an où la demande en électricité n'est pas couverte. Cet indicateur est utilisé pour mesurer la sécurité d'approvisionnement électrique. Il représente le temps pendant lequel la capacité de production disponible est insuffisante pour satisfaire la demande d'électricité.

Estimation du Loss of Load Expectation en 2025

(en heures par an)

Allemagne	7,7
Espagne	7,7
Danemark	6,3
Suède	2,3
Norvège	< 0.1
France	4,8

Source : ENTSOE, « European Resource Adequacy Assessment », 2023 ( https://www.entsoe.eu/eraa/2023/)

L'Allemagne et l'Espagne présentent le niveau de risque le plus élevé pour lequel la demande en électricité ne peut pas être totalement satisfaite. Cela suggère que leurs réseaux électriques pourraient faire face à des périodes de tension dans l'équilibre production et consommation. Au contraire, la Norvège bénéficie d'une sécurité d'approvisionnement élevée, principalement grâce à une hydroélectricité abondante et flexible.

(3) La compétitivité du prix de l'énergie

Le prix du mégawattheure au niveau national dépend des stratégies énergétiques des pays. Il est en partie reflété par le coût de l'électricité supporté par le consommateur. En Europe, le prix de l'énergie est un critère d'acceptabilité de la transition écologique car il a un impact direct sur le pouvoir d'achat des consommateurs.

Prix de l'électricité pour le consommateur au 1^er semestre 2025

(en euros par MWh)

Allemagne	343,4
Espagne	290,7
Danemark	266,5
Suède	218,9
Norvège	160,2
France	244,6

Source : Commission européenne, « Electricity price statistics », octobre 2025 ( https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=Electricity_price_statistics)

Les trois pays analysés comme ayant une forte pénétration des énergies renouvelables - Allemagne, Espagne, Danemark - affichent les prix les plus élevés.

b) Intégrer les énergies renouvelables intermittentes dans le mix

Le mix énergétique européen offre un aperçu « moyen » des choix effectués par les États membres de l'Union européenne. Il est essentiel pour la France d'analyser les choix d'autres pays pour préparer l'avenir énergétique national. Les trajectoires européennes permettent d'identifier les limites et les solutions apportées par les États européens dans l'élaboration de leur mix énergétique.

Figure 34. - Mix énergétique européen
Source : IEA, « Energy system of Europe » ( https://www.iea.org/regions/europe)

Le mix actuel français montre une pénétration beaucoup plus forte de la part de l'énergie nucléaire que la moyenne européenne. Au contraire, la présence d'énergies fossiles comme le pétrole ou le charbon est plus forte dans le mix énergétique européen. Les énergies renouvelables intermittentes, comme l'éolien ou le solaire, sont moins représentées dans le mix français. Au premier semestre 2025, 35,8 % de l'électricité produite en Europe provenait d'énergies renouvelables intermittentes. En France, ce taux est de seulement 11 %.

Certains pays comme le Danemark, l'Allemagne ou l'Espagne ont une forte pénétration d'énergies renouvelables dans leur mix : plus de 68 % pour le Danemark et plus de 40 % pour l'Espagne et l'Allemagne. Ces pays montrent que l'intégration d'énergies renouvelables est possible mais qu'une intégration massive n'est pas sans contraintes.

L'étude des pays européens à forte pénétration d'énergies renouvelables intermittentes montre que la transition énergétique peut reposer sur des choix stratégiques diversifiés. Pour autant, l'intégration massive des renouvelables nécessite non seulement le développement de nouvelles capacités de production, mais aussi l'adaptation des réseaux et la mise en place de mécanismes de flexibilité pour garantir la stabilité et la sécurité énergétique.

Pallier le caractère intermittent de certaines énergies demande des investissements de flexibilité très substantiels et le coût final de l'énergie délivrée au client - production, réseau, flexibilité - peut en être impacté. Ainsi, même si une prise de conscience environnementale - appuyée dans le cas de l'Espagne par des conditions naturelles favorables - soutient le déploiement des énergies renouvelables, les institutions peinent parfois à mobiliser les ressources nécessaires.

Une prépondérance des sources de production intermittentes expose également à divers risques technologiques. En particulier, des moyens de gestion ou de stockage sont nécessaires pour assurer la stabilité électrique des systèmes. Ces technologies appellent encore des développements substantiels et nécessitent des investissements et des innovations pour devenir pleinement efficaces à grande échelle. Les évènements vécus sur la péninsule ibérique mettent en évidence une instabilité liée à la forte pénétration d'énergies renouvelables. Dans le contexte actuel d'expansion massive des moyens de production renouvelable, il apparaît que l'inertie du réseau est un paramètre essentiel de la sécurité globale d'approvisionnement final.

Le 28 avril 2025, un effondrement du réseau électrique a touché l'Espagne et le Portugal. Dans la matinée, la fréquence du réseau espagnol a chuté brusquement et privé 60 millions de personnes d'électricité. Les causes précises de ce black-out sont encore inexpliquées mais résultent certainement de pannes en cascade. Au total, une perte de 15 GW de la capacité de production espagnole a été constatée, soit 17% environ de la puissance installée totale. Le « rapport factuel » de l'ENTSOE indique que « la série en cascade de déconnexions de production et l'augmentation de tension sont le déclencheur le plus probable de la panne ». Deux périodes d'oscillations ont été observées avant le black-out et ont pu déstabiliser le système. Le rapport final des causes de cet incident n'a pas encore été publié^201(*). Pour ce qui est de la France, les plans d'urgence ont permis de limiter la propagation du phénomène aux seules zones frontalières.

Cet épisode rappelle l'importance d'une collaboration étroite entre les États et leurs opérateurs de réseau en cas d'incident afin de préserver l'approvisionnement. D'ailleurs, les États fortement dépendants des énergies renouvelables, comme le Danemark, mettent fréquemment à profit les interconnexions avec leurs voisins pour maintenir l'équilibre entre la production et la consommation. Ces interconnexions permettent d'importer de l'électricité lorsque le vent ou le soleil sont insuffisants et d'exporter l'excédent en cas de surproduction. Un pilotage fin des échanges transfrontaliers permet de pallier l'intermittence de certaines énergies renouvelables.

L'interconnexion est à la fois une force et un facteur de risque. D'une part, un incident important survenant à l'extérieur des frontières risque de se propager sur le réseau national ; des plans de sauvegarde spécifiques doivent être prévus à cet égard et ceci rend les États responsables de leurs réseaux vis-à-vis de leurs voisins. D'autre part, l'interconnexion permet d'accéder à des capacités de production non nationales, susceptibles de pallier des défaillances locales et elle est donc un facteur de stabilisation globale pour le réseau européen dans son ensemble. De nombreux pays aspirent d'ailleurs à renforcer les interconnexions à l'échelle européenne dans les années à venir^202(*). La partie B ci-après consacre des développements plus approfondis à ce sujet.

L'expérience des pays à forte pénétration d'énergies renouvelables intermittentes montre également que leur développement rapide nécessite une planification rigoureuse, qui doit impliquer fortement le gestionnaire du réseau électrique (RTE pour la France). La transition énergétique ne peut pas se résumer à installer massivement de grandes infrastructures renouvelables. Il paraît indispensable de considérer le parc énergétique existant pour mettre en oeuvre efficacement de nouveaux moyens de production renouvelables. Si l'intégration des infrastructures n'est pas bien planifiée, le réseau peut connaître des congestions, des délestages et occasionner des pertes de production ou une forte volatilité des prix^203(*).

L'équilibrage du réseau est indispensable pour éviter des phénomènes de congestion ou de délestage et limiter la volatilité des prix. Des prévisions basées sur le potentiel énergétique réel et la capacité du réseau permettent d'optimiser l'efficacité des énergies renouvelables. L'étude d'avant-projet doit repérer les zones ensoleillées ou ventées tout en considérant la proximité des infrastructures de transport d'électricité, la stabilité du réseau et la complémentarité avec d'autres sources d'énergie. Cette approche permet de tirer pleinement parti des ressources de chaque zone géographique. Aucun mix n'est donc transposable ou duplicable d'un territoire à un autre, chacun reflétant un équilibre entre ressources et contraintes.

Le succès des énergies renouvelables dépend aussi beaucoup de l'acceptabilité de la population. La grande majorité des projets rencontrent des résistances locales liées à l'impact visuel, environnemental ou à l'activité économique de la région. Il paraît indispensable de structurer la démarche en collaboration avec la population. Une participation citoyenne est indispensable pour que les projets puissent avancer et être durablement acceptés^204(*).

c) Maintenir un socle de production pilotable et bas-carbone

Les sources pilotables jouent un rôle indispensable dans l'équilibre énergétique. Elles sont en quelque sorte l'« assureur » du réseau électrique. Un mix pilotable permet de sécuriser l'approvisionnement des clients finaux en minimisant le besoin de recourir aux importations. Au-delà de la flexibilité d'approvisionnement, un mix pilotable offre au réseau une forte inertie électromécanique : les rotors des alternateurs dans les centrales nucléaires et hydrauliques stabilisent la fréquence et réduisent les risques de fluctuation et de coupure^205(*).

L'inertie mécanique et la réactivité inhérente à cet outil industriel permettent à l'offre de s'ajuster à la demande, ce qui procure une base fiable et sécurisée au système énergétique et, au-delà, au système productif tout entier. De plus, ces installations présentent l'intérêt d'offrir un coût de production relativement stable et compétitif sur le long terme.

Si l'intérêt de maintenir un socle de production pilotable et bas-carbone ne fait donc pas de doute, réaliser cet objectif suppose d'actionner plusieurs leviers. Il faut tout d'abord veiller à entretenir et moderniser le parc actuel, qu'il soit hydraulique ou nucléaire, en veillant à préserver voire améliorer le niveau de sûreté des installations. À cet égard, la modulation de la production nucléaire visant à compenser la variabilité croissante de l'offre due à l'essor des énergies renouvelables intermittentes suscite des interrogations sur ses conséquences en matière de vieillissement des installations qu'il conviendra de lever rapidement. Sur un autre registre, la prolongation de la durée de vie du parc est un paramètre d'autant plus important que l'investissement initial est désormais amorti, ce qui favorise la rentabilité de l'outil industriel.

En matière d'installations nouvelles, les sites hydrauliques les plus propices sont équipés depuis longtemps, ce qui réduit l'étendue des perspectives dans la filière. En matière nucléaire, celles-ci sont beaucoup plus ouvertes, puisque le programme de réacteurs EPR 2 permettra de remplacer progressivement les centrales du parc actuel qui seront mises à l'arrêt tout en contribuant à l'accroissement de l'offre dans les scénarios de croissance de la demande d'électricité. Parallèlement, les projets de SMR ouvrent des options nouvelles, même si le « darwinisme industriel » devrait réduire peu à peu l'éventail des solutions déployées.

En définitive, l'optimisation d'un socle de production pilotable et bas-carbone est à la fois moteur et soutien des politiques publiques d'électrification des usages et de la réindustrialisation. Le déploiement de moyens de production pilotables permet d'accompagner la transition écologique^206(*).

L'Office attire l'attention sur la nécessité d'instaurer une gouvernance forte pour réussir la transition énergétique, notamment pour piloter l'offre et la demande de manière cohérente. Des règles claires doivent permettre aux acteurs du secteur, régulateurs, gestionnaires et producteurs, de répondre aux enjeux énergétiques actuels et futurs en planifiant efficacement l'approvisionnement pour répondre aux enjeux de souveraineté, de sécurité et de lutte contre le changement climatique. Les mécanismes incitatifs de tarification dynamique, les dispositifs techniques de flexibilité, l'intégration de l'impératif de flexibilité dans les appels d'offres et dans les programmations énergétiques, etc. sont autant de leviers qui faciliteront la transition vers un mix électrique robuste et respectant les engagements internationaux de la France.

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* ¹³⁰ Conseil Européen, décembre 2024, « Comment l'UE rend l'énergie plus verte 
( https://www.consilium.europa.eu/fr/policies/how-the-eu-is-greening-energy).

* ¹³¹ Ministère de l'Enseignement supérieur et de la Recherche (MESR), 30 octobre 2023, « Fit for 55 : adoption des nouveaux objectifs climat-énergie européens pour 2030 »
( https://www.horizon-europe.gouv.fr/fit-55-adoption-des-nouveaux-objectifs-climat-energie-europeens-pour-2030-36213).

* 132 Ministère pour la Transition écologique et le Défi démographique, novembre 2020, Stratégie à long terme pour une économie espagnole moderne, compétitive et climatiquement neutre en 2050
( https://ec.europa.eu/clima/sites/lts/lts_es_es.pdf).

* ¹³³ Cour constitutionnelle allemande, Bundes-Klimaschutzgesetz, 24 mars 2021
( https://notreaffaireatous.org/wp-content/uploads/2021/12/CC%C2%B0-allemande-loi-climat-1-2.pdf).

* ¹³⁴ Ministère de la transition écologique, « SNBC », mars 2020
( https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/documents/2020-03-25_MTES_SNBC2.pdf).

* ¹³⁵ Ministère de la transition écologique, « Programmation pluriannuelle de l'Énergie », avril 2020
( https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/documents/20200422%20Programmation%20pluriannuelle%20de%20l%27e%CC%81nergie.pdf .

* ¹³⁶ Ministère de l'Enseignement supérieur et de la Recherche (MESR), 30 octobre 2023, « Fit for 55 : adoption des nouveaux objectifs climat-énergie européens pour 2030 »
( https://www.horizon-europe.gouv.fr/fit-55-adoption-des-nouveaux-objectifs-climat-energie-europeens-pour-2030-36213).

* ¹³⁷ International Energy Agency, Integrating Solar and Wind, 18 septembre 2024,
( https://www.iea.org/reports/integrating-solar-and-wind).

* ¹³⁸ EPTA, Transforming the energy mix, 13 octobre 2025
( https://eptanetwork.org/images/documents/EPTA_Report_2025.pdf).

* ¹³⁹ Haut-Commissariat à la Stratégie et au Plan, 24 janvier 2025, « Trois ans après, l'Energiewende sur le point d'échouer ? »
( https://www.strategie-plan.gouv.fr/trois-ans-apres-lenergiewende-sur-le-point-dechouer).

* ¹⁴⁰ Haut-Commissariat à la Stratégie et au Plan, 24 janvier 2025, « Trois ans après, l'Energiewende sur le point d'échouer ? » (op. cit.)

* ¹⁴¹ SFEN, « Allemagne : l'avenir de l'Energiewende dans l'accord de coalition du nouveau gouvernement », 19 décembre 2013,
( https://www.sfen.org/rgn/allemagne-avenir-energiewende-accord-coalition-gouvernement/).

* ¹⁴² Ross Beveridge et Kristine Kern, « The Energiewende in Germany: Background, Developments and Future Challenges », Renewable Energy Law and Policy Review, Vol. 4, No. 1, Special issue: Energy grids and infrastructure (2013), janvier 2013,
( https://www.jstor.org/stable/24324649).

* ¹⁴³ EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

* ¹⁴⁴ Allemagne Énergies, « Allemagne : les chiffres clés de l'énergie en 2024 », 5 janvier 2025,
( https://allemagne-energies.com/tag/securite-dapprovisionnement/).

* ¹⁴⁵ Allemagne Énergies, « Allemagne : les chiffres clés de l'énergie en 2024 », op.cit.

* ¹⁴⁶ Audition de Nouredine Hadjsaid.

* ¹⁴⁷ Gwénaëlle Deboutte, « 320 milliards d'euros de budget, 16800 kilomètres de nouvelles lignes... L'immense chantier de la refonte du réseau électrique en Allemagne », L'Usine Nouvelle, 21 octobre 2025,
( https://www.usinenouvelle.com/article/320-milliards-d-euros-de-budget-16800-kilometres-de-nouvelles-lignes-l-immense-chantier-de-la-refonte-du-reseau-electrique-en-allemagne.N2236796).

* ¹⁴⁸ OECD, Economic survey - Spain, avril 1986,
( https://www.oecd.org/en/publications/oecd-economic-surveys-spain-1986_eco_surveys-esp-1986-en.html).

* ¹⁴⁹ Iberdrola, Nuclear Power Plant, 2016,
( https://www.cncofrentes.es/wp-content/uploads/2021/05/002_Publications_MonographicCofrentesNPP.pdf).

* ¹⁵⁰ Federal Research Division, Spain : a country study, décembre 1988,
( https://tile.loc.gov/storage-services/master/frd/frdcstdy/sp/spaincountrystud00sols_0/spaincountrystud00sols_0.pdf).

* ¹⁵¹ Instituto Geografico Nacional, Plan Energético Nacional, octobre 1991,
( https://www.ign.es/web/resources/docs/IGNCnig/ANE/Publicacion/18_Energia_1991_1ed.pdf).

* ¹⁵² Instituto Sindical de Trabajo (ISTAS), Public funding for green energy in a context of crisis - Spain, 2012,
( https://istas.net/descargas/5_Country%20report%20Spain.pdf).

* ¹⁵³ Jonathan House et David Román, « Spain Jobless Crisis Deepens », The Wall Street Journal, 28 avril 2012,
( https://www.wsj.com/articles/SB10001424052702304811304577369253280172124).

* ¹⁵⁴ IEA, « Royal Decree Law 1/2012 on revocation of public financial support for new electricity plants from renewable energy sources, waste or CHP », updated 1 May 2017
( https://www.iea.org/policies/5142-royal-decree-law-12012-on-revocation-of-public-financial-support-for-new-electricity-plants-from-renewable-energy-sources-waste-or-chp).

* ¹⁵⁵ Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030, 20 janvier 2020
( https://www.miteco.gob.es/content/dam/miteco/images/es/pnieccompleto_tcm30-508410.pdf).

* ¹⁵⁶ EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

* ¹⁵⁷ « DISPOSICIONES GENERALES. 7843. Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista », Boletín Oficial Del Estado, 14 mai 2022,
( https://www.boe.es/boe/dias/2022/05/14/pdfs/BOE-A-2022-7843.pdf).

* ¹⁵⁸ EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

* ¹⁵⁹ EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

* ¹⁶⁰ Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Estrategia de descarbonizacion a largo plazo 2050, novembre 2020
( https://ec.europa.eu/clima/sites/lts/lts_es_es.pdf).

* ¹⁶¹ Revue de l'Énergie, « Regards sur l'Espagne », n° 664, septembre-octobre 2022,
( https://www.larevuedelenergie.com/wp-content/uploads/2023/02/664-Regards-Espagne.pdf).

* ¹⁶² EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

* ¹⁶³ Cuatrecasas, Royal Decree-Law 17/2022: urgent measures in the field of energy, octobre 2022,
( https://www.cuatrecasas.com/resources/legal-flash-royal-decree-law-17-of-2022-urgent-measures-in-the-field-of-energy-633d57946a721011090749.pdf?v1.82.1.20241122).

* ¹⁶⁴ National Laboratory for Sustainable Energy, Using the IEA ETSAP modelling tools for Denmark, 2008,
( https://www.osti.gov/etdeweb/servlets/purl/946189).

* ¹⁶⁵ Agence danoise de l'Énergie, Note d'information. Hypothèses d'analyse pour Energinet 2024 - Capacité thermique, grandes pompes à chaleur, etc., octobre 2024
( https://ens.dk/media/4366/download).

* ¹⁶⁶ EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

* ¹⁶⁷ Ministre du Climat et de l'Énergie, Klimahandlingsplan 2020, décembre 2020
( https://www.kefm.dk/Media/F/5/Klimahandlingsplan%202020a.pdf).

* ¹⁶⁸ Ministre du Climat et de l'Énergie, Regeringens strategi for Power-to-X, décembre 2021,
( https://www.kefm.dk/Media/637751860733099677/Regeringens%20strategi%20for%20Power-to-X.pdf).

* ¹⁶⁹ Université de Copenhague, « The Danish Model for Citizen Engagement in the Renewable energy Transition »
( https://anthropology.ku.dk/research/research-projects/current-projects/dart/).

* ¹⁷⁰ EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

* ¹⁷¹ OECD Nuclear Energy Agency, Nuclear Legislation in OECD and NEA Countries. Regulatory and Institutional Framework for Nuclear Activities. Denmark, 2015
( https://www.oecd-nea.org/upload/docs/application/pdf/2024-10/denmark_2015_en.pdf).

* ¹⁷² OECD, The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables, janvier 2019
( https://www.oecd.org/en/publications/the-costs-of-decarbonisation_9789264312180-en.html).

* ¹⁷³ Chloé Le Coq, Anna Rita Bennato, Daniel Duma, Ewa Lazarczyk Carlson, Flexibility in the energy sector, Centre on Regulation in Europe, mai 2025
( https://cerre.eu/publications/flexibility-in-the-energy-sector).

* ¹⁷⁴ Direction générale du Trésor, « Le secteur de l'électricité en Suède », janvier 2023
( https://www.tresor.economie.gouv.fr/Articles/2023/01/18/le-secteur-de-l-electricite-en-suede).

* ¹⁷⁵ Regeringskanslilet - Ministry of Environment, Sweden First National Report under the Convention on Nuclear Safety, 1998
( https://www.nrc.gov/docs/ML1231/ML12310A431.pdf).

* ¹⁷⁶ Géoconfluences, mars 2019, « La Scandinavie, un modèle de transition énergétique ? »
( https://geoconfluences.ens-lyon.fr/informations-scientifiques/dossiers-thematiques/changement-global/articles-scientifiques/scandinavie-modele-transition-energetique).

* ¹⁷⁷ Ces développements s'appuient sur les propos de Julien Grosjean, conseiller régional Développement durable et énergie à l'ambassade de France à Stockholm, lors de l'audition du 2 septembre 2025.

* ¹⁷⁸ Ibid.

* ¹⁷⁹ Torodd Jensen, Kjell Erik Stensby, Inge H. Vognild et John E. Brittain, Hydropower development in Norway 1945-1990, NVE, juin 2023
( https://publikasjoner.nve.no/rapport/2023/rapport2023_14.pdf).

* ¹⁸⁰ Offshore Norge, « Norway's petroleum history » ( https://www.offshorenorge.no/en/about-us/oljehistorien).

* ¹⁸¹ Norwegian Radiation and Nuclear Safety Authority (DSA), « Research reactors and nuclear facilities in Norway », mars 2021
( https://www.dsa.no/en/nuclear-safety-and-nuclear-power/research-reactors-and-nuclear-facilities-in-norway).

* ¹⁸² The 2050 Climate Change Committee, The transition to low emissions. Climate policy choices towards 2050, octobre 2023
( https://files.nettsteder.regjeringen.no/wpuploads01/sites/479/2024/02/The-2050-ClimateChangeCommittee-ENDELIG.pdf).

* ¹⁸³ Ministry of Climate and Environment, Act relating to Norway's climate targets (Climate Change Act), janvier 2018 ( https://lovdata.no/dokument/NLE/lov/2017-06-16-60) modifiée par Act on amendments to the Climate Act (Climate Targets for 2035) ( https://lovdata.no/dokument/LTI/lov/2025-06-20-90).

* ¹⁸⁴ Gouvernement norvégien (Office of the Prime Minister, Ministry of Energy, Ministry of Finance, Ministry of Trade, Industry and Fisheries), « Ambitious offshore wind initiative », 13 mai 2022,
( https://www.regjeringen.no/en/whats-new/ambitious-offshore-wind-power-initiative/id2912297).

* 185 Ambassade royale de Norvège à Paris, « Le Gouvernement lance “Longship” pour le captage et le stockage du carbone en Norvège », 25 septembre 2020
( https://www.norway.no/fr/france/norvege-france/actu-event/le-gouvernement-lance-longship-pour-le-captage-et-le-stockage-du-carbone-en-norvege/).

* ¹⁸⁶ IEA, « Norway Electricity Security Policy », octobre 2022
( https://www.iea.org/articles/norway-electricity-security-policy).

* ¹⁸⁷ Statnett, Nordic Grid Development Perspective 2025, juin 2025
( https://www.statnett.no/en/for-stakeholders-in-the-power-industry/news-for-the-power-industry/nordic-grid-development-perspective-2025).

* ¹⁸⁸ Gouvernement norvégien (Office of the Prime Minister, Ministry of Energy), « New steps to reduce electricity bills and maintain control over national energy resources », février 2025
( https://www.regjeringen.no/en/whats-new/new-steps-to-reduce-electricity-bills-and-maintain-control-over-national-energy-resources/id3085960).

* ¹⁸⁹ Electrical review, « Norway formally rejects new interconnector with the UK », mars 2023,
( https://electricalreview.co.uk/2023/03/22/norway-formally-rejects-new-interconnector-with-the-uk/).

* ¹⁹⁰ Statnett, Distributed balancing of the power grid. Results from the eFleks pilot in the mFRR-market 2019/2020, février 2021
( https://www.statnett.no/contentassets/5f177747331347f1b5da7c87f9cf0733/2021.02.24-results-from-the-efleks-pilot-in-the-mfrr-market--.pdf).

* ¹⁹¹ IEA, Norway 2022 - Energy policy review, juin 2022
( https://www.iea.org/reports/norway-2022).

* 192 EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

* ¹⁹³ Ashifa Kassam et Ajit Niranjan « Demonstration in Oslo seeks removal of windfarms in Indigenous region », The Guardian, 11 octobre 2023
( https://www.theguardian.com/world/2023/oct/11/demonstration-in-oslo-seeks-removal-of-windfarms-in-indigenous-region).

* ¹⁹⁴ Supreme Court of Norway, Licence for wind power development on Fosen ruled invalid as the construction interferes with Sami reindeer herders' right to enjoy their own culture (résumé du jugement de la Cour suprême (HR-2021-1975-S), 14 octobre 2021
( https://www.europeanrights.eu/public/sentenze/NORVEGIA_hr-2021-1975-sintesi.pdf).

* 195 EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

* ¹⁹⁶ Jacques Percebois et Claude Mandil, Rapport énergies 2050, février 2012
( https://temis.documentation.developpement-durable.gouv.fr/docs/Temis/0075/Temis-0075296/20076_rapport.pdf).

* ¹⁹⁷ IEA, Projected Costs of Generating Electricity, 2020
( https://iea.blob.core.windows.net/assets/ae17da3d-e8a5-4163-a3ec-2e6fb0b5677d/Projected-Costs-of-Generating-Electricity-2020.pdf).

* ¹⁹⁸ IEA, The Path to a New Era for Nuclear Energy, janvier 2025
( https://iea.blob.core.windows.net/assets/b6a6fc8c-c62e-411d-a15c-bf211ccc06f3/ThePathtoaNewEraforNuclearEnergy.pdf).

* ¹⁹⁹ IEA, Projected Costs of Generating Electricity, op. cit.

* ²⁰⁰ EPTA, Transforming the energy mix, op. cit.

* ²⁰¹ ENTSOE, Grid Incident in Spain and Portugal on 28 April 2025. ICS Investigation Expert Panel. Factual Report, 3 octobre 2025,
( https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/clean-documents/Publications/2025/entso-e_incident_report_ES-PT_April_2025_06.pdf).

* ²⁰² Commission européenne, REPowerEU Plan, 18 mai 2022
( https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=celex:52022DC0230).

* ²⁰³ European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators, Report on Electricity Transmission and Distribution Tariff Methodologies in Europe, janvier 2023
( https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_electricity_network_tariff_report.pdf).

* ²⁰⁴ ENTSOE, System Needs Study. Opportunities for a more efficient European power system in 2030 and 2040, mai 2023
( https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/tyndp-documents/TYNDP2022/public/system-needs-report.pdf).

* ²⁰⁵ IEA, Conditions and Requirements for the Technical Feasibility of a Power System with a High Share of Renewables in France Towards 2050, 26 janvier 2021
( https://iea.blob.core.windows.net/assets/db1465f8-2f9d-4fce-a5fa-4d4e163f0afa/Conditions_and_Requirements_for_the_Technical_Feasibility_of_a_Power_System_with_a_High_Share_of_Renewables_in_France_Towards_2050.pdf).

* ²⁰⁶ IEA, Electricity Grids and Secure Energy Transitions. Enhancing the foundations of resilient, sustainable and affordable power systems, octobre 2023
( https://www.iea.org/reports/electricity-grids-and-secure-energy-transitions).