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Pour une politique énergétique fondée sur la rationalité économique, la disponibilité réelle de l’électricité décarbonée et la compétitivité de notre industrie.
L’électrification des usages est un levier essentiel de la décarbonation de notre économie. Elle permet de réduire notre dépendance aux hydrocarbures importés, de valoriser notre parc nucléaire et de renforcer notre souveraineté industrielle. C’est tout l’intérêt des réflexions conduites lors de la 18e Université de Sauvons Le Climat, consacrée en octobre 2026 à l’électrification des transports, des bâtiments et de l’industrie. Mais reconnaître cette nécessité ne signifie pas qu’il faille transformer l’électrification en course aux pourcentages, indépendamment de ses conditions économiques et techniques.
La question mérite d’être posée : pourquoi retenir un objectif de 38 % d’électricité dans la consommation finale en 2035, alors que cette proportion n’était encore que de 26 % en 2024 ? Une telle progression, de douze points en onze ans, suppose une accélération considérable des investissements, du renouvellement des équipements et des transferts d’usages. Est-elle réellement optimale, compte tenu de nos capacités de production et de la situation économique du pays ?
Un objectif de 30 % plus cohérent avec les capacités disponibles
En 2024, la consommation finale énergétique française s’établissait à environ 1 499 TWh, dont 398 TWh d’électricité, soit 26,5 %. Les énergies fossiles représentaient encore près de 57 % de cette consommation, avec 39 % pour le pétrole et 18 % pour le gaz naturel.
Porter la part de l’électricité à 30 % en 2035 représenterait déjà une progression significative. À consommation finale globalement comparable, cela correspondrait à environ 435 à 450 TWh d’électricité finale, soit une augmentation de l’ordre de 40 à 50 TWh par rapport à 2024. C’est un effort substantiel, qui permettrait de développer les véhicules électriques, les pompes à chaleur et les procédés industriels électrifiables, sans imposer à l’économie une accélération artificielle.
À l’inverse, atteindre 38 % supposerait, à consommation finale comparable, de dépasser 550 TWh d’électricité finale. Il ne s’agit plus du même programme d’investissement ni des mêmes contraintes pour le système électrique.
Ces ordres de grandeur doivent naturellement être corrigés en fonction des économies d’énergie, de l’évolution de la consommation totale et des conventions statistiques utilisées. Mais ils montrent l’ampleur de l’écart entre les deux ambitions.
Le calendrier nucléaire doit guider le rythme de l’électrification
Notre principal avantage énergétique réside dans notre parc nucléaire. Il faut le consolider, améliorer sa disponibilité et préparer son renouvellement. Mais il faut également regarder les échéances en face.
Les premiers EPR2 ne sont attendus qu’à partir de 2038. D’ici 2035, l’essentiel de notre production nucléaire reposera donc sur les 57 réacteurs du parc existant, sous réserve de leur disponibilité et des opérations de maintenance.
La PPE 3 affiche un objectif nucléaire de 420 TWh en 2035. C’est une ambition haute qui suppose un redressement important de la production. De son côté, RTE, dans son bilan prévisionnel 2025-2035, étudie pour le parc existant un productible nucléaire médian d’environ 365 TWh et une hypothèse haute de 380 TWh. Cette différence entre ambition politique et hypothèses techniques doit être prise au sérieux.
Il serait donc imprudent de bâtir une politique d’électrification accélérée sur une production nucléaire qui n’est pas encore acquise. Notre priorité doit être de tirer le meilleur parti de l’outil existant, de préserver sa disponibilité et de préparer l’arrivée des nouveaux réacteurs.
Il ne s’agit pas de refuser les transferts d’usages vers l’électricité, mais de les synchroniser avec la disponibilité d’une production décarbonée, compétitive et suffisamment pilotable.
Ne pas désoptimiser notre mix électrique
La France dispose déjà d’un outil de production exceptionnel, associant nucléaire et hydraulique. Elle a également développé des capacités éoliennes et photovoltaïques importantes. Mais l’accroissement de ces dernières ne constitue pas une réponse automatique à tous les besoins.
L’électricité intermittente possède une valeur économique qui dépend de son profil de production, de la demande au même moment, des capacités de stockage et de modulation disponibles, ainsi que des coûts de réseau et d’équilibrage. Ajouter des capacités lorsque la production est déjà abondante peut conduire à des prix de marché très faibles, voire négatifs, à des écrêtements et à une dégradation de la rentabilité des moyens pilotables.
Il faut donc sortir de la logique consistant à considérer chaque nouveau mégawatt installé comme un progrès énergétique en soi. Le bon indicateur est le coût complet du système électrique et la valeur réelle de l’énergie produite lorsqu’elle est nécessaire.
Dans cette perspective, ralentir les développements éoliens et solaires qui ne présentent pas de justification économique suffisante peut être préférable à une fuite en avant dans les capacités intermittentes. Cela ne signifie pas abandonner ces filières, mais les développer à proportion de leur utilité réelle pour le système.
Négatep : penser à 2060 plutôt qu’à la prochaine échéance électorale
La démarche de Négatep offre une perspective beaucoup plus intéressante. Elle consiste à construire un système énergétique durable sur plusieurs décennies, en s’appuyant sur un nucléaire renforcé, l’efficacité énergétique, les renouvelables thermiques et une électrification progressive des usages.
À long terme, une part de l’électricité proche de 50 % de l’énergie finale (mais 80 % décarbonée au total) constitue une perspective cohérente avec cette transformation. Mais rien ne justifie de considérer que cette progression doit être linéaire. Au contraire, le calendrier industriel du nucléaire suggère une trajectoire différenciée : une progression plus modérée avant l’arrivée des EPR2, puis une accélération possible lorsque de nouvelles capacités pilotables seront disponibles.
Les conférences de l’Université de Sauvons Le Climat ont précisément mis en évidence les nombreux gisements d’électrification : transport routier, poids lourds, chauffage, procédés industriels, production de chaleur et centres de données. Ces potentiels sont considérables, mais leur concrétisation suppose des investissements, des équipements adaptés, des infrastructures et surtout une électricité disponible à un prix compétitif.
L’enjeu n’est pas de convertir immédiatement tous les usages possibles, mais de sélectionner ceux qui apportent le meilleur bénéfice économique et climatique.
Le climat exige aussi une rationalité mondiale des investissements
Enfin, il faut rappeler une évidence trop souvent absente du débat : le CO₂ émis ou évité a le même effet climatique où qu’il se trouve sur la planète.
Dans une période de contraintes budgétaires, de concurrence internationale et de fragilisation industrielle, nous devons rechercher les réductions d’émissions au meilleur coût. Si un investissement permet d’éviter cinq fois plus de CO₂ à l’étranger qu’en France, il est légitime de s’interroger sur l’allocation optimale du capital climatique, sans pour autant confondre ces réductions internationales avec les objectifs comptables nationaux.
La priorité doit être de préserver notre tissu industriel, notre capacité d’investissement et notre compétitivité. Une électrification trop coûteuse, imposée à marche forcée, pourrait finalement produire l’effet inverse de celui recherché : décourager les investissements industriels, favoriser les délocalisations et déplacer les émissions plutôt que les réduire.
Il est donc parfaitement défendable de tolérer une diminution un peu moins rapide des consommations fossiles françaises à court terme, si cela permet de construire un système énergétique beaucoup plus performant et durable à long terme.
Conclusion : 30 % en 2035, un objectif de raison
Plutôt que de faire du taux de 38 % une obligation politique, nous proposons de retenir un objectif indicatif de 30 % d’électricité dans la consommation finale en 2035.
Cet objectif permettrait une progression réelle de l’électrification, tout en tenant compte des capacités nucléaires effectivement disponibles, du calendrier des EPR2 et des contraintes économiques. Il ne fermerait aucune possibilité de développement supplémentaire lorsque les conditions techniques et économiques seraient réunies.
La politique énergétique française doit cesser de confondre ambition et précipitation. Les investissements dans les infrastructures énergétiques engagent le pays pour plusieurs décennies. Ils ne doivent pas être dictés par la recherche de chiffres spectaculaires à court terme, ni par une compétition politique consistant à promettre toujours davantage.
Notre responsabilité est de préparer un avenir énergétique solide : un nucléaire renforcé, une électricité compétitive, une industrie prospère, des renouvelables judicieusement sélectionnées et une décarbonation recherchée au meilleur coût.
L’objectif n’est pas d’électrifier à tout prix et le plus vite possible. Il est de décarboner durablement, sans affaiblir l’économie qui doit financer cette transformation.
Références documentaires à conserver pour une publication
- 18e Université de Sauvons Le Climat – présentations et conférences, octobre 2026. Sauvons le Climat - Save the Climate
- SDES – Bilan énergétique de la France pour 2024. Données et études statistiques
- RTE – Bilan prévisionnel 2025-2035. RTE
- PPE 3 – feuille de route énergétique française. info.gouv.fr
Une réserve éditoriale importante : les 30 % constituent notre proposition de politique énergétique, pas une conclusion officiellement adoptée par SLC. Et il faudra, avant publication, confronter cette proposition aux scénarios de consommation de RTE : 505 TWh en 2035 dans sa trajectoire de décarbonation lente, contre 580 TWh dans sa trajectoire rapide. Ce sont des consommations électriques du système, et non directement les parts d’électricité dans l’énergie finale. RTE
ANNEXE — Le coût réel de la tonne de CO₂ évitée : quelques chiffres qui doivent guider les choix publics
La pertinence d’une politique climatique ne se mesure pas au nombre de dispositifs subventionnés ni au volume des investissements annoncés. Elle se mesure aussi à la quantité de CO₂ effectivement évitée pour chaque euro mobilisé. Plusieurs évaluations françaises et internationales montrent que les coûts d’abattement peuvent varier dans des proportions considérables. Ces écarts justifient une hiérarchisation beaucoup plus rigoureuse des investissements.
1. Le biométhane : 393 € par tonne de CO₂ évitée
Dans son rapport de mars 2025 consacré au soutien au développement du biogaz, la Cour des comptes estime à 393 €/tCO₂ le coût d’abattement du biométhane par rapport au gaz naturel.
Son calcul repose sur les hypothèses suivantes :
- Coût complet de production du biométhane : 108 €/MWh.
- Prix de référence du gaz naturel : 36 €/MWh.
- Surcoût : 72 €/MWh.
- Émissions évitées : 0,183 tonne de CO₂ par MWh substitué.
Le rapport entre le surcoût et les émissions évitées conduit ainsi à 393 €/tCO₂.
Plus préoccupant encore, le coût du soutien public par les tarifs d’achat atteint, selon les catégories d’installations, 423 à 665 €/tCO₂ évitée.
La Cour des comptes relève également que le coût d’abattement de 393 € dépasse la valeur de l’action pour le climat retenue à l’horizon 2030, soit 317 € courants par tonne. Elle considère donc que la seule réduction des émissions ne suffit pas à justifier le développement de cette filière : les autres externalités doivent être précisément évaluées.
Il ne s’agit pas de nier les intérêts agricoles, territoriaux et de valorisation des déchets de la méthanisation. Il s’agit de ne pas présenter son développement comme une solution climatique systématiquement économique.
2. Les véhicules électriques : 600 à 800 € par tonne pour le soutien public
France Stratégie a publié en juin 2024 une évaluation particulièrement intéressante du bonus-malus automobile.
Entre 2019 et 2021, les dispositifs publics auraient expliqué environ 40 % de la progression de la part de marché des véhicules électriques et un tiers de la réduction des émissions des véhicules neufs.
Mais leur efficacité budgétaire est beaucoup moins spectaculaire :
- 600 €/tCO₂ évitée pour le coût budgétaire du bonus écologique, en tenant compte de son effet causal réel ;
- 800 €/tCO₂ en intégrant les pertes de recettes fiscales induites par le remplacement des carburants taxés par l’électricité.
La différence entre les deux chiffres est importante : le premier mesure le coût direct des aides, le second intègre aussi une conséquence sur les recettes publiques.
Il serait toutefois incorrect de conclure que chaque véhicule électrique coûte intrinsèquement 800 € par tonne évitée. Ces chiffres concernent l’efficacité du soutien public au bonus-malus, et non le coût complet de toutes les motorisations électriques.
Ils montrent néanmoins qu’une politique consistant à subventionner toujours davantage le renouvellement accéléré du parc automobile mérite d’être interrogée. La priorité devrait aller aux véhicules de taille raisonnable, aux usages fortement kilométrés, au renouvellement naturel du parc et aux solutions de mobilité offrant les meilleurs gains environnementaux par euro dépensé.
3. Les biocarburants : des coûts d’abattement également élevés
Le bilan énergétique 2024 publié par le SDES fournit un autre élément de comparaison.
Le coût de la tonne de CO₂ évitée par l’incorporation des biocarburants est estimé entre :
- 175 et 349 €/tCO₂ pour le biodiesel ;
- 221 et 443 €/tCO₂ pour les bioessences.
Ces calculs reposent sur les surcoûts par rapport aux carburants classiques et sur les émissions évitées estimées.
Il faut souligner que ces estimations ne prennent pas en compte les émissions indirectes liées au changement d’affectation des sols ou à l’exploitation des produits agricoles. Les coûts réels pourraient donc être supérieurs.
Ces résultats invitent à ne pas considérer automatiquement les biocarburants comme une solution économique de décarbonation. Leur utilisation doit être réservée aux situations où leur bilan global et leur coût sont justifiés.
4. À l’étranger, des investissements parfois beaucoup plus efficaces
La comparaison internationale est particulièrement éclairante.
Dans son rapport de janvier 2025 sur les enjeux économiques de la transition bas-carbone, la Direction générale du Trésor reprend des estimations du FMI relatives aux coûts marginaux d’abattement.
Les ordres de grandeur du graphique sont les suivants :
Zone économique | Coût marginal estimé |
Économies avancées de l’OCDE | Environ 150 $/tCO₂ ou davantage |
Chine | Environ 80 $/tCO₂ |
Afrique | Environ 48 $/tCO₂ |
Inde | Environ 42 $/tCO₂ |
Ces valeurs sont issues d’une modélisation macroéconomique, et non d’un tarif garanti pour chaque projet. Le chiffre des économies avancées est en outre plafonné à 150 dans le graphique, certaines estimations étant supérieures.
Elles montrent cependant que les possibilités de décarbonation à moindre coût sont particulièrement importantes dans les économies où les infrastructures énergétiques restent fortement carbonées.
La Direction générale du Trésor souligne elle-même que la finance climatique internationale permet de tirer parti de ces différences de coûts.
Exemple concret : le programme photovoltaïque de l’ONEE au Maroc
Un projet soutenu par la Banque mondiale et le Clean Technology Fund au Maroc constitue un exemple particulièrement intéressant.
Le programme initial prévoyait une première tranche photovoltaïque de 75 MW, avec :
- 78 018 tonnes de CO₂ évitées par an ;
- 1,95 million de tonnes évitées sur 25 ans ;
- 153 millions de dollars de coût total de projet.
Le coût rapporté aux émissions évitées ressort à environ 78,5 dollars par tonne de CO₂. Le financement concessionnel du Clean Technology Fund représente environ 12,90 dollars par tonne.
Le programme devait ensuite ouvrir la voie à un développement de 400 MW, avec une estimation de 10,4 millions de tonnes de CO₂ évitées sur la durée de vie des installations.
Il s’agit d’un exemple historique, dont les hypothèses datent de la préparation du projet. Il ne constitue pas un prix actuel garanti du photovoltaïque marocain. Il démontre néanmoins comment un investissement dans une infrastructure électrique peut contribuer à éviter des émissions importantes tout en développant les compétences locales et les capacités de production.
Exemple complémentaire : la transformation du système électrique ghanéen
Une étude publiée en 2020 dans la revue Energy for Sustainable Development a évalué les coûts des différentes trajectoires de réduction des émissions du système électrique ghanéen.
Selon les objectifs climatiques étudiés, les coûts d’abattement se situent entre 11 et 39 dollars par tonne de CO₂.
Cette étude repose sur une modélisation de long terme du développement des moyens de production et de la satisfaction de la demande électrique jusqu’en 2040. Elle illustre le potentiel de gains climatiques lié à la modernisation des systèmes électriques africains, dans des économies où la croissance de la demande rend les choix d’infrastructures particulièrement déterminants.
Ces exemples ne signifient pas que tout investissement à l’étranger est automatiquement préférable à un investissement français. Ils montrent que le choix des projets doit être guidé par leur efficacité climatique, leur additionnalité, leur pérennité et leurs retombées économiques et sociales.
5. Un principe : comparer les investissements plutôt que les slogans
Ces quelques données font apparaître des écarts considérables :
Action ou dispositif | Coût indicatif par tonne évitée |
Biométhane français | 393 € |
Soutien tarifaire au biométhane | 423 à 665 € |
Bonus-malus automobile électrique | 600 à 800 € |
Biodiesel | 175 à 349 € |
Bioessences | 221 à 443 € |
Programme solaire marocain étudié par la Banque mondiale | 78,5 $ |
Transformation du système électrique ghanéen | 11 à 39 $ |
Potentiel marginal estimé en Afrique | Environ 48 $ |
Potentiel marginal estimé en Inde | Environ 42 $ |
Ces chiffres ne sont pas directement comparables : certains représentent un coût complet de projet, d’autres un surcoût de production, une dépense publique ou un coût marginal modélisé. Ils ne doivent donc pas être additionnés ni classés comme s’ils provenaient d’une méthodologie unique.
Ils révèlent néanmoins une réalité essentielle : toutes les tonnes de CO₂ évitées n’ont pas le même coût.
La France devrait donc systématiser l’évaluation des politiques publiques à partir de trois questions : combien coûte la tonne évitée, quelle quantité d’émissions est réellement évitée sur la durée de vie du projet et quels bénéfices économiques supplémentaires sont obtenus ?
Enfin, les investissements réalisés à l’étranger doivent s’inscrire dans un cadre de coopération climatique rigoureux. L’article 6 de l’Accord de Paris permet notamment les transferts internationaux de réductions d’émissions, sous réserve d’autorisation, de vérification et d’ajustements comptables évitant leur double comptabilisation.
La politique climatique ne doit pas être une compétition de dépenses, mais une recherche permanente du meilleur rendement climatique et économique du capital investi.
Sources à citer dans la version destinée à publication
Les références :
1. Cour des comptes, mars 2025 – Le soutien au développement du biogaz. Calcul des 393 €/tCO₂, détails des coûts de soutien de 423 à 665 €/t et dispersion des performances des installations. Cour des Comptes +1
2. France Stratégie, juin 2024 – Le soutien au développement des véhicules électriques est-il adapté ? Évaluation des 600 à 800 €/tCO₂ et des effets du bonus-malus. Haut-Commissariat au Plan +1
3. SDES – Bilan énergétique de la France pour 2024. Coûts d’abattement des biocarburants. Statistiques Développement Durable +1
4. DG Trésor, janvier 2025 – Les enjeux économiques de la transition vers la neutralité carbone. Comparaison internationale des coûts marginaux d’abattement. 2024 +1
5. Banque mondiale – Morocco Clean and Efficient Energy Project. Projet photovoltaïque marocain, 75 MW, 1,95 million de tonnes évitées et coût estimé de 78,5 dollars par tonne. pubdocs.worldbank.org +2
6. Étude sur le système électrique ghanéen, 2020. Évaluation des coûts d’abattement de 11 à 39 dollars par tonne. ScienceDirect
7. CCNUCC – Article 6 de l’Accord de Paris. Règles de coopération et de transfert international des réductions d’émissions. CCNUCC +1
(ia)
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