Résumé – Ce texte est ma contribution aux Journées de l’économie (Jéco) 2026, à Lyon, où je participe le mardi 3 novembre à la table ronde « Quelle transition pour les infrastructures de l’énergie ? ». Il a paru dans le Mag des Jéco. La transition énergétique se joue en bonne partie dans les infrastructures : celles qu’il faut construire pour produire et consommer une électricité bas carbone, celles qu’il faudra fermer. La difficulté est de coordonner une offre et une demande qui s’attendent l’une l’autre, d’avancer par options sans fermer de portes, et de partager les rôles entre les marchés et une politique de long terme.
La transition énergétique est en bonne partie une affaire d’infrastructures : celles qu’il faut construire pour produire, transporter et consommer une électricité bas carbone, mais aussi celles qui servent les énergies fossiles et qu’il faudra fermer. Bien sûr, ces infrastructures soulèvent une question d’argent : les investissements climat ont atteint 102 Md€ en 2024 (3,5 % du PIB), et il faudrait presque les doubler d’ici 2030 (Panorama I4CE 2025) [1]. Ceux du réseau électrique, par exemple, devraient passer de près de 4 Md€ par an aujourd’hui à plus de 10 Md€ par an en 2040 [2].
Les raisons d’investir sont nombreuses : au-delà des impératifs géopolitiques et climatiques, il s’agit parfois tout simplement de renouvellement, ou de réindustrialisation. Beaucoup de ces projets cochent assez de cases pour réunir des soutiens variés, mais consensus n’est pourtant pas dans l’air du temps, et chaque projet trouve ses opposants. Il reste quoi qu’il en soit une difficulté majeure : orchestrer un effort durable qui laisse de la place à l’agilité, faire dialoguer une vision globale avec les spécificités des territoires, et accorder l’ambition du long terme au pragmatisme qui permet d’avancer chaque jour.
La coordination de l’offre et de la demande illustre bien cette difficulté. Côté production, le parc nucléaire français a été construit en un temps très court : 4 GW par an mis en service entre 1980 et 1990. Cette réussite est un bel exemple de transition, et notre parc historique un atout indéniable, mais nous payons aussi aujourd’hui la dynamique de l’époque : une partie de la perte de compétences, l’« effet falaise » de réacteurs qui arriveront ensemble en fin de vie, et l’incertitude sur notre capacité à prolonger durablement le parc. Sur les renouvelables, il faut absolument éviter un coup d’arrêt comme celui du moratoire photovoltaïque de 2010 [3]. Préparer ces échéances et maintenir notre tissu industriel imposent de la régularité dans nos investissements, malgré la surcapacité actuelle.
Mais cette surcapacité ne peut être vouée à s’installer, et elle doit nous pousser à développer la demande, car l’électrification est l’un des principaux chantiers de la décarbonation. Les autres énergies bas carbone reposent pour l’essentiel sur la biomasse, dont les volumes disponibles hors déchets ne sont pas à la mesure des besoins. L’électricité, aujourd’hui minoritaire dans notre consommation, est appelée à en devenir la plus grande part, avec des gains d’efficacité à la clé. Et là, plus encore qu’avant, tout passe par des infrastructures : réseau électrique évidemment, de transport comme de distribution, mais aussi bornes de recharge, usines de batteries et de véhicules, électrolyseurs pour l’hydrogène de l’industrie, des carburants et de la chimie de synthèse. Au-delà de ce réseau électrique, d’autres infrastructures sont reliées entre elles : réseaux de chaleur, réseaux hydrogène, captage, transport, réutilisation et stockage du CO₂.
Chacun de ces chantiers est lié aux autres, et le risque n’y est pas également partagé. Côté production, l’État le porte, par les contrats de long terme des renouvelables et le financement public du nouveau nucléaire. Côté consommation, beaucoup reste à mettre en place, et chacun attend l’autre : les électrolyseurs avancent peu parce qu’ils peinent à trouver des clients ; les industriels qui veulent électrifier leur chaleur cherchent d’abord à sécuriser une partie de leur fourniture d’électricité. À cela s’ajoute la dépendance aux réseaux. Les délais de raccordement électrique s’allongent à court terme avec l’arrivée des centres de données, et le moyen terme demandera des renforcements importants, pas toujours faciles à mettre en œuvre, comme la ligne Jonquières–Fos. L’hydrogène, pour l’industrie comme pour le transport maritime et aérien, se développerait mieux avec des infrastructures de transport et de stockage ; mais celles-ci demandent de planifier de façon centralisée des investissements importants, au moment même où la capacité du politique à anticiper la place de l’hydrogène en Europe a été sérieusement remise en question.
Pour avancer avec agilité, il existe beaucoup d’options, au sens propre : investir sans fermer de portes. Dans l’électrification de l’industrie, c’est permettre des raccordements plus rapides en échange d’une puissance qui ne soit pas garantie en toutes circonstances, et gérer les congestions par une hybridation gaz-électricité, du stockage de chaleur haute température, le pilotage des procédés ou des batteries. Pour l’hydrogène, on ne passera pas d’un coup d’interrupteur à un système fondé sur l’électrolyse relié à un « hydrogen backbone », quand l’hydrogène est aujourd’hui produit à partir de gaz, sur place, sans réseau de transport : il faut accepter des étapes. On peut par exemple hybrider les nouveaux électrolyseurs aux vaporeformeurs existants, comme le fait Air Liquide avec Normand’Hy [4], en attendant de savoir quelles infrastructures construire et quels stockages utiliser.
Reste l’organisation politique et économique de ces transitions. Doit-on envier la stratégie chinoise ? Son économie planifiée donne l’illusion d’un rouleau compresseur, mais son pari est celui d’une surcapacité qui s’inquiète peu de l’équilibre entre l’offre et la demande. Cela tient tant que le monde achète et que les ménages chinois, qui la financent par leur épargne, l’acceptent. Notre agilité doit se penser à l’échelle européenne, et l’Europe n’est pas la Chine. Il faut des marchés bien organisés, qui exposent dans l’exploitation du système des prix reflétant autant que possible les coûts, et qui coordonnent les acteurs entre pays, entre vecteurs, sur toute la chaîne de valeur. Mais on ne peut exposer tous les acteurs à la volatilité qui en résulte, surtout pour leurs investissements, et en particulier dans ces phases où se lancent les premiers projets de filière. Il faut organiser les engagements de long terme : l’État peut sécuriser des volumes, comme il prévoit de le faire dans l’article 24 du PLF [5], ou inciter des acteurs privés à le faire. Aux marchés de court et moyen terme « l’intendance », pour reprendre le mot de Jean-Pierre Dupuy [6] ; à une politique européenne et française de long terme la direction.
Encore faut-il que le politique sache corriger ses erreurs sans trop attendre : les ambitions hydrogène de REPowerEU visaient des volumes bien trop grands, pour des usages, notamment dans le transport, qu’il valait mieux électrifier directement [7]. L’Europe réagit aujourd’hui sur ces points. Le politique doit aussi parvenir à rassembler, et à accompagner les perdants, car il faudra aussi fermer des infrastructures. Le réseau de distribution de gaz en est l’exemple le plus net : à mesure que les usages s’électrifient, ses coûts fixes pèsent sur des clients de moins en moins nombreux. Anticiper ces actifs échoués et accompagner ceux qui les portent, salariés, collectivités, consommateurs captifs, est la condition d’un projet commun.
J’en débattrai le mardi 3 novembre 2026, de 14 h à 15 h 30, à l’auditorium d’emlyon (144 avenue Jean Jaurès, Lyon 7ᵉ), avec François Chaumont (RTE Auvergne-Rhône-Alpes) et Minh Ha-Duong (CNRS, CIRED), sous la modération de Simon Brigode (Regards croisés sur l’économie). La page de la conférence.
Notes
[1] I4CE, Panorama des financements climat, édition 2025 : 102 Md€ d’investissements climat en France en 2024 (−5 % sur un an) ; selon le projet de troisième stratégie nationale bas carbone, ils doivent progresser de 87 Md€ par rapport à ce niveau d’ici 2030, soit 1,85 fois le niveau de 2024. Les 3,5 % rapportent ces 102 Md€ au PIB 2024 (≈ 2 920 Md€, Insee). Les plus gros écarts au besoin sont dans la rénovation des bâtiments et les véhicules.
[2] Les deux chiffres n’ont pas le même périmètre. Les « près de 4 Md€ » sont les investissements climat dans les réseaux électriques comptés par I4CE pour 2024 (3,9 Md€ : renforcements et raccordements de RTE et d’Enedis) ; tous postes confondus, ces deux gestionnaires ont investi environ 8 Md€ en 2024, et leurs programmes validés par la CRE prévoient plus de 70 % de hausse d’ici 2028 (RTE de 2,3 à 5,9 Md€, Enedis de 5,3 à 7 Md€ ; I4CE, p. 77). Pour le seul réseau de transport, RTE prévoit de passer d’environ 3 Md€ en 2025 à 8 Md€ par an à l’horizon 2040, soit près de 100 Md€ sur 2025-2039 (CRE, consultation publique 2025-08 sur le schéma décennal de RTE, 18 septembre 2025). Enedis annonce de son côté environ 96 Md€ d’ici 2040.
[3] Décret n° 2010-1510 du 9 décembre 2010, qui a suspendu pendant trois mois l’obligation d’achat de l’électricité photovoltaïque pour les nouveaux projets, avant une refonte des tarifs en mars 2011.
[4] Normand’Hy, à Port-Jérôme : un électrolyseur PEM de 200 MW, jusqu’à 28 000 t d’hydrogène par an, raccordé au réseau de canalisations d’hydrogène d’Air Liquide et exploité en parallèle des vaporeformeurs du groupe, qui lissent l’intermittence de la production et assurent un approvisionnement continu des clients (Air Liquide ; Clean Hydrogen Partnership).
[5] Projet de loi de finances pour 2027, article 24, mesure « Création d’un mécanisme de soutien aux carburants de synthèse pour l’aviation » : une double enchère organisée par un intermédiaire, qui achète aux producteurs jusqu’à 160 000 t par an de carburants d’aviation de synthèse par des contrats plafonnés à quinze ans, puis les revend aux fournisseurs de carburant ; l’État compense le déficit éventuel (évaluations préalables du PLF 2027, § 1.4.4 de l’article 24).
[6] Jean-Pierre Dupuy, L’Avenir de l’économie. Sortir de l’écomystification, Flammarion, 2012. L’introduction parle de « voir le politique se laisser humilier par l’économie, la puissance par l’intendance » ; le premier chapitre dit que l’économie réussit « lorsqu’elle […] dépasse sa condition d’intendance en se laissant porter par la transcendance que lui offre le politique ».
[7] Le plan REPowerEU (mai 2022) visait 10 millions de tonnes d’hydrogène renouvelable produites dans l’Union en 2030, et autant d’importations.