L’État a tranché : la ligne électrique très haute tension (THT) de 400 000 volts reliant Jonquières-Saint-Vincent (Gard) à Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône) sera construite en aérien avec 180 pylônes sur 65 km pour décarboner la zone de Fos.

Une ligne souterraine ou partiellement immergée : les alternatives ne manquent pas quand on regarde les solutions à la disposition de RTE pour augmenter la puissance de raccordement de la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer depuis la vallée du Rhône. Pourtant, « en termes de délai de mise en œuvre, de coût et de disponibilité de puissance » pour surélectrifier ce site stratégique, l’État a considéré la solution aérienne proposée par RTE comme la plus adaptée, dans un rapport daté du 18 décembre. 

Les lignes enterrées auraient coûté bien plus cher et les délais supplémentaires seraient incompatibles avec la décarbonation, se justifie l’État. En aérien, c’est un « dimensionnement de forte puissance et une sécurisation du réseau régional » à un « coût maîtrisé » dit-il. Mais pourquoi décarboner Fos-sur-Mer ? La zone industrialo-portuaire concentre près de 25 % des émissions industrielles françaises de CO₂ et doit accueillir une trentaine de projets industriels, de la sidérurgie (avec GravitHy) à l’hydrogène bas carbone (H2V) en passant par la production de panneaux solaires. Rien que GravitHy, c’est 1,15 GW, soit un quart de ce que pourra fournir la future ligne THT.

Toutes les crispations se sont révélées lors du débat public

Alors que l’État avait rendu facultative la consultation publique, il l’avait quand même provoquée sous l’égide de la Commission nationale du débat public (CNDP). Le collectif THT 13/30, regroupant agriculteurs, associations environnementales, élus et citoyens, demandait un tracé enterré ou des lignes alternatives pour limiter l’impact sur la Camargue, la réserve naturelle des Coussouls et quatre zones Natura 2000.

La Direction régionale de l’environnement, de l’aménagement et du logement (Dreal Occitanie), dans une note confidentielle du 6 novembre consultée par Le Monde, Marsactu et France Inter, alertait sur le risque d’extinction en métropole du Ganga cata, un oiseau dont la population française vit entièrement en Crau. Le politique se déchire aussi sur le sujet, entre élus du nord du Gard et du pays d’Arles, opposés à la ligne, et les communes de Fos et d’Istres, soutenant le projet pour garantir les emplois et investissements industriels.

Le nombre d’emplois y est similaire mais le type d’emploi très différent : le nord vit du tourisme et le sud de l’industrie pour grossir la répartition. Le gouvernement, sous la pression des industriels et dans un contexte européen de relance de l’industrie verte, veut tenir les délais. Les recours juridiques devraient pleuvoir.

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Les prix négatifs font fantasmer autant qu’ils sont impossibles à répercuter sur les consommateurs. En dessous de zéro lorsqu’il y a beaucoup de production – solaire ou éolienne – et une demande faible, ces prix alimentent l’idée que l’électricité pourrait devenir « gratuite ». Pourtant, pour les consommateurs, cela ne change quasiment rien à leur facture.

Pourrons-nous, un jour, être payés à consommer de l’électricité ? Non, enfin, pas tout de suite. La raison tient au fonctionnement même de la décomposition de notre facture, très différente de la formation du prix de gros, qui, lui, peut être inférieur à zéro euro.

La facture d’un ménage se décompose en trois tiers : la part liée à l’électron lui-même (ce que le fournisseur achète), les coûts d’acheminement (le TURPE, qui rémunère Enedis et RTE et les entreprises locales de distribution) et les taxes et contributions (accise, certificats d’économie d’énergie, mécanismes de capacité, TVA). Ces taxes et coûts fixes représentent une part majoritaire de la facture, autour de 60 %, et s’appliquent quelle que soit l’évolution des prix de gros.

Même si les taxes sont parfois proportionnelles à l’énergie consommée ou au prix payé, ces 60 % rémunèrent les investissements dans les réseaux électriques. Ces derniers sont de plus en plus élevés pour être rénovés et adaptés au changement climatique.

De rares offres répercutent les prix négatifs, mais ne sont pas toujours avantageuses

Ensuite, le consommateur n’achète pas directement sur le marché de gros. Les fournisseurs se couvrent sur les marchés à terme : c’est une obligation pour prouver qu’ils ont, en miroir, la capacité à « servir » leurs clients pour se rémunérer et lisser leurs coûts dans le temps. Ils facturent ensuite leurs clients sur un marché de détail avec des contrats à prix fixe ou dynamiques régulés. Cela donne de la stabilité à la facture mais empêche qu’une heure à prix négatif sur les marchés spot se traduise immédiatement en un prix de zéro euro pour le consommateur.

Pourtant, des offres plus dynamiques commencent à émerger et rapprochent davantage le prix payé par les ménages du signal-prix du marché. Certaines proposent une tarification très flexible en fonction des prix horaires (Sobry par exemple). Dans ce registre, Engie a récemment lancé une offre dite Happy Heures Vertes qui promet deux heures d’électricité « gratuite » chaque jour sur un créneau choisi entre 13 h et 17 h, périodes de forte production solaire.

Les taxes restent et dépasseront toujours le prix négatif du marché de gros

La subtilité, c’est que sur le papier, le prix du kilowattheure pendant ces deux heures est à 0 € hors taxes, mais les taxes s’appliquent, ce qui ramène le coût réel du kWh à environ 0,036 € toutes taxes comprises. En contrepartie, les autres heures de la journée sont facturées à un tarif plus élevé que les tarifs réglementés classiques, ce qui rend l’offre d’Engie peu avantageuse en moyenne annuelle.

Finalement, les prix négatifs observés sur les marchés de gros n’entraînent pas de factures négatives ni de gratuité généralisée pour les ménages. Il faudrait des heures sacrément négatives pour compenser les taxes. Ce qui ne risque pas d’arriver car des dispositifs de flexibilité (équilibrage, écrêtement…) sont renforcés à mesure que les renouvelables pénètrent le mix français.

En témoignent la refonte actuelle du mécanisme de capacité, la participation prochaine des ENR au mécanisme d’ajustement, ou encore le volume de batteries ayant demandé un raccordement…

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Le média Contexte publie une note interne attribuée à EDF sur la stratégie nationale d’électrification 2026-2035. L’énergéticien français y défend un plan d’électrification poussée pour remplacer le fioul, le gaz et le pétrole dans les bâtiments, les transports et l’industrie.

Contexte, média spécialisé dans les politiques publiques, a révélé une note blanche non signée qu’il attribue à EDF. On y lit les objectifs poussés par l’énergéticien français alors que le gouvernement cherche à faire baisser les prix de l’électricité, et à justifier de nouveaux objectifs d’installation de moyens de production en pleine atonie de la demande. RTE a même révisé à la baisse ses prévisions de consommation d’électricité dans son bilan prévisionnel présenté il y a une semaine.

L’industrie devrait, selon le document, électrifier 10 gigawatts (GW) de chaleur. Chez les ménages, c’est un million de pompes à chaleur par an qui devraient être installées, en remplacement des chaudières gaz dont l’installation serait interdite.

Revoir la fiscalité et la régulation

EDF plaiderait pour baisser l’accise sur l’électricité et augmenter celle du gaz. Le gaz est moins taxé que l’électricité. L’écart d’accise est gigantesque si on le considère relativement à l’intensité carbone. L’énergéticien national veut aussi renforcer le coefficient d’énergie primaire (pour faire baisser le DPE des logements électrifiés), ce qu’a déjà fait le gouvernement pour sauver des passoires énergétiques.

Les seuils carbone dans les bâtiments seraient durcis et le principe « PAC first » (« les pompes à chaleur en premier ») imposé pour les rénovations. Dans l’industrie, l’accent est mis sur l’interdiction des chaudières fossiles, la simplification des raccordements et la compensation des coûts indirects du carbone.

EDF souhaite prolonger les aides à l’achat de véhicules électriques et accélérer le développement des bornes de recharge. Le soutien à la filière automobile passerait par des incitations ciblées et la massification de la production. Avec pour objectif, toujours selon EDF, 100 % de véhicules légers et 65 % de véhicules lourds électriques d’ici 2035. C’est ambitieux alors que la Commission propose de revenir sur l’interdiction de la vente des véhicules thermiques à 2035.

Le secteur de l’énergie a besoin d’emprunter

Pour lever les freins financiers, EDF propose un « contrat tripartite » associant banques, énergéticiens et consommateurs. Les banques offriraient des prêts garantis par l’État à taux réduits. L’entité d’électrification coordonnerait l’offre industrielle et massifierait les installations. Les consommateurs bénéficieraient d’offres clés en main, simples et sécurisées. Contacté au sujet de cette note par le média spécialisé Contexte, EDF n’a pas souhaité commenter.

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La startup française Carbon abandonne sa technologie de cellules initiale au profit d’un partenariat avec le géant chinois Longi et de la technologie back-contact pour accélérer l’industrialisation de sa future gigafactory.

La startup française Carbon l’a annoncé cette semaine : elle arrête l’industrialisation de ses cellules TOPCon développées en interne pour désormais s’appuyer sur le fabricant chinois Longi, leader mondial du secteur, et sa technologie back-contact (BC).

Objectif : accélérer l’industrialisation.

« Il est inconcevable de lancer une gigafactory en quelques années sans s’appuyer sur des acteurs ayant déjà conçu et exploité ce type d’outil industriel », explique Nicolas Chandellier, PDG de Carbon, auprès de PV Magazine. Longi accompagnera Carbon dans la conception et l’industrialisation de Carbon One, son usine pilote de 16 000 m² à Miramas (Bouches-du-Rhône), qui préfigure la future gigafactory de Fos-sur-Mer.

Sur cette technologie, la capacité d’assemblage sera portée à 700 mégawatts (MW) de fabrication de panneaux solaires par an contre 500 MW initialement annoncés. Elle doit permettre de préparer le lancement d’une future gigafactory de plusieurs gigawatts.

Accélérer pour répondre à une demande déjà présente

Carbon cherche à rassurer en expliquant son choix par le fait que cette architecture cellulaire est plus efficace et représente la prochaine grande vague du photovoltaïque. Y renoncer serait s’opposer aux Asiatiques qui inondent déjà le marché.

Lors du salon EnerGaïa, Carbon a annoncé la signature d’accords commerciaux avec neuf développeurs et producteurs indépendants pour 180 MW en 2027 et 314 MW en 2028 dans le cadre des appels d’offres simplifiés pour des installations de 100 à 500 kWc. Ces volumes restent conditionnés à l’introduction d’un critère d’assemblage européen dans les mécanismes de soutien. Une manière d’accélérer pour répondre à une demande qui devrait respecter une préférence européenne que Carbon appelle de ses vœux.

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L’interdiction totale des véhicules thermiques à partir de 2035 est abandonnée au profit d’une approche plus flexible. C’est un coup dur pour la transition écologique, une victoire pour l’Allemagne notamment.

La Commission européenne a officialisé, le 16 décembre 2025, et validé le lobbying majeur de l’Allemagne, légèrement soutenue par la France, pour renoncer à l’interdiction pure et simple de la vente de véhicules thermiques à 2035. Au lieu du tout électrique initialement prévu, Bruxelles propose désormais une part limitée de véhicules thermiques et hybrides assortie de mécanismes de compensation carbone, via par exemple des crédits carbone.

Si l’objectif de réduction des émissions de CO₂ des voitures passe officiellement de 100 % à 90 % d’ici 2035, le rythme d’électrification de la flotte automobile est si lent qu’il semble hors de portée. Pourtant, le commissaire européen Stéphane Séjourné maintient, auprès de l’AFP, que « l’objectif reste le même, les flexibilités sont en réalité des réalités pragmatiques au vu de l’adhésion des consommateurs, de la difficulté des constructeurs à proposer sur le marché du 100 % électrique pour 2035 ».

En laissant une marge pour environ 10 % de véhicules alternatifs à propulsion thermique ou hybride, la Commission ouvre la porte à une flexibilité permettant l’inclusion des véhicules électriques à prolongateur d’autonomie et, sous certaines conditions, des technologies utilisant des carburants de synthèse ou des biocarburants. L’Allemagne et l’Italie, en particulier, avaient plaidé pour un assouplissement de l’interdiction pure et simple sous prétexte qu’elle minerait l’industrie automobile.

La préférence européenne pour justifier la transition écologique

La France, dans un communiqué de presse du ministère de l’Économie, salue l’introduction du critère « fabriqué en Europe » dans la réglementation. De l’acier bas-carbone devra être notamment utilisé. « Pour la première fois, la production sur le sol européen sera prise en compte dans l’atteinte des objectifs climatiques européens ».

Les ONG ont rapidement dénoncé ce revirement comme une trahison du Pacte vert européen. Les véhicules hybrides ne permettent pas de réduire les émissions au rythme nécessaire pour limiter le réchauffement à 1,5 °C, alors que nous venons de célébrer les 10 ans de l’accord de Paris. Pour la Commission, cette approche s’inscrit dans une logique de neutralité technologique : elle permet aux États et aux constructeurs de choisir les solutions les plus adaptées, tout en maintenant la pression sur la réduction globale des émissions.

Présentée par l’exécutif européen, la mesure doit aller au Parlement européen et devant le Conseil pour être définitivement validée.

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Si le projet de loi de finances est rejeté, MaPrimeRénov’ pourrait être de nouveau interrompue dès le 1ᵉʳ janvier. Un potentiel coup dur pour la rénovation énergétique en France, très dépendante des aides publiques.

« Pas de budget, pas de guichet » pour MaPrimRénov’. Dans une interview accordée au Parisien et publiée le 13 décembre, le ministre de la Ville et du Logement Vincent Jeanbrun avertit que, si le budget n’est pas voté au Parlement, le dispositif MaPrimeRénov’ serait « forcément suspendu au 1ᵉʳ janvier ». Un scénario qui rappellerait comment l’année 2025 a déjà commencé lorsque l’aide pour rénover les logements avait été gelée pendant plusieurs semaines avec les dossiers bloqués qui s’ensuivent.

Le ministre explique au Parisien que MaPrimeRénov’ ne peut fonctionner sans cadre financier clair et voté : « sans budget, je ne vois pas comment on pourrait relancer la rénovation », insiste-t-il. Aujourd’hui, près de 80 000 dossiers sont encore en cours d’instruction, dont une part importante en copropriété. Une nouvelle suspension risquerait d’allonger encore les délais et de fragiliser un écosystème déjà marqué par l’instabilité du dispositif.

S’il insiste sur l’aspect crucial du vote pour la survie du dispositif, Vincent Jeanbrun affiche sa volonté de voir MaPrimeRénov’ « retrouver son ambition de départ » dès janvier, si le budget est adopté.

Prioriser les ménages à faible revenus

L’aide serait de nouveau ouverte à l’ensemble des ménages avec une priorité donnée « aux familles les plus en difficulté et aux passoires thermiques ». M. Jeanbrun souhaite également recentrer le dispositif sur les rénovations globales jugées plus efficaces sur le plan énergétique et sur la décarbonation des modes de chauffage. C’est une vraie ligne de crête sur laquelle l’exécutif surfe : maintenir un soutien large à la rénovation tout en ciblant davantage les projets les plus performants. 

La poursuite de MaPrimeRénov’ conditionnera en partie l’autre annonce du ministre concernant une proposition de loi, déjà adoptée au Sénat, visant à autoriser temporairement la location de logements classés DPE lettre G, à condition que les propriétaires s’engagent à réaliser des travaux dans des délais encadrés.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a validé les nouvelles règles de marché du réseau électrique français, qui imposeront dès le 1ᵉʳ janvier 2026 à toutes les installations de plus de 10 MW — y compris renouvelables — de participer au mécanisme d’ajustement. Elles devront pouvoir proposer des offres de production à la baisse suivant la tension sur le réseau.

Dans une délibération du 2 décembre, la CRE entérine l’obligation, issue de la loi DDADUE (transposition du droit européen), pour tous les producteurs supérieurs à 10 MW de mettre « la totalité de leur puissance techniquement disponible » dans leurs offres sur le mécanisme d’ajustement. Jusqu’ici, cette obligation ne concernait que les sites raccordés au réseau de transport. Désormais, plus de 1 500 installations éoliennes et solaires raccordées au réseau de distribution devront aussi y participer.

RTE estime que cette ouverture est indispensable pour combler un « manque structurel d’offres à la baisse » : les marges dont il dispose pour équilibrer le système atteignent leur plus bas niveau lorsque la production renouvelable est élevée. Il y a trop de production sur le réseau, par exemple le midi, lorsque le soleil brille et que la consommation est basse. Le gestionnaire du réseau français a montré à la CRE que, dans plusieurs situations récentes, il n’avait pas suffisamment de leviers pour réduire la production en temps réel, au point de devoir activer des moyens hors marché.

Une obligation qui s’appliquait déjà aux autres centrales de production

Pour les producteurs renouvelables, ça change beaucoup de choses. D’abord parce qu’ils ne peuvent plus rester en dehors du mécanisme : la CRE rappelle que la loi « ne prévoit aucun cas d’exemption » et demande aux acteurs qui ne seront pas prêts au 1ᵉʳ janvier 2026 de justifier sans délai leur retard et de présenter un plan d’action.

Ensuite, parce que leur participation leur confère une nouvelle responsabilité : l’envoi d’un programme d’appel fiable (calé sur la météorologie et la disponibilité de leur parc). La CRE valide en effet la création d’indicateurs de qualité de programmation — erreur quadratique moyenne, biais, amplitude des écarts — calculés quotidiennement pour chaque entité. S’il n’y a pas encore de pénalité, le régulateur demande explicitement à RTE d’élaborer un futur dispositif « incitatif » afin de fiabiliser les prévisions.

Éolien et solaire traités comme les autres producteurs

Concrètement, les ENR vont devoir formuler des offres à la baisse structurées comme les moyens pilotables. Chaque installation ou entité d’ajustement devra déclarer le volume de production qu’elle peut réduire, les délais d’activation compatibles, et le prix auquel elle accepte de le faire (supérieur au prix de la production, faible à ce moment là car beaucoup d’ENR injectent et l’ordre de mérite est à un prix bas).

RTE introduit par ailleurs un nouveau mode de contrôle du réalisé, basé sur la production effectivement mesurée, pour tenir compte des situations où les sites ne suivent pas leur programme. Cette évolution est particulièrement importante pour les renouvelables, dont les profils peuvent être volatils.

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La France a officiellement transmis à la Commission européenne le montage d’aides d’État destinées à financer les six futurs réacteurs EPR2 d’EDF. Le programme de 70 milliards d’euros n’est pas attendu avant 2038.

C’est un passage obligé pour toute aide d’État européene : la notification à la Commission européenne. Paris l’a effectuée le 19 novembre, la Commission devrait prendre un an pour le valider et/ou l’amender. Dans le dossier transmis par la Délégation interministérielle au nouveau nucléaire et le ministère de l’Économie, l’État détaille les modalités exactes des aides envisagées, leur justification économique et les mécanismes destinés à limiter les distorsions de concurrence sur le marché européen de l’électricité.

Bruxelles doit désormais évaluer si le montage respecte les règles encadrant les aides d’État et surtout s’il est « proportionné » au regard du risque financier du projet. La France considère ce soutien indispensable pour garantir le lancement du programme EPR2 dont aucun acteur privé n’accepterait de porter seul les risques techniques et financiers. L’exécutif espère obtenir une décision de la Commission avant la présidentielle de 2027 afin de sécuriser les conditions de financement d’EDF et d’éviter une remise en cause politique du projet.

EDF, maitre d’ouvrage et exploitant

Pour convaincre Bruxelles, Paris s’est largement appuyé sur le dossier des réacteurs tchèques de Dukovany, déjà approuvé par la Commission. Le schéma français en reprend les grandes lignes à la différence qu’EDF cumule le rôle de maître d’ouvrage et d’exploitant, là où la République tchèque distingue l’industriel constructeur et l’énergéticien CEZ. Le niveau de risque porté par EDF est donc plus élevé, ce qui justifie, selon Paris, un soutien public plus important et un partage des risques adapté.

Le cœur du dispositif proposé est inchangé : un prêt public à taux zéro couvrant 50 à 60 % du coût du programme accordé via la Caisse des dépôts. L’enveloppe serait fixe, mais sa part réelle dépendrait du montant final des travaux. EDF n’a toujours pas remis son devis actualisé, cela fait déjà un an de retard. La dernière estimation disponible s’établissait à 67,4 milliards d’euros (euros de 2020). Les projections avoisinant désormais les 70 milliards, voire 100 milliards une fois les coûts de financement intégrés (intérêts, etc.).

Pourquoi les coûts sont-ils bien plus élevés que le premier programme nucléaire ?

C’est d’abord l’effet d’un renforcement des normes de sûreté : récupérateur de corium post-Tchernobyl, protections anti-tsunami après Fukushima, diesels d’ultime secours, résistance accrue aux attaques aériennes ou cyber. Les centrales deviennent bien plus complexes que celles construites dans les années 1970-1980. La flambée du prix des matériaux, des équipements industriels et des composants électriques tirée par l’inflation galopante dans un contexte de tensions mondiales sur les chaînes d’approvisionnement n’arrange pas la hausse de la facture.

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Une puissance maximale de 20 983 mégawatts exportés vers nos voisins européens à un tarif assez élevé : voilà le record qu’a battu la France le dimanche 7 décembre, à la faveur de températures clémentes.

Le 7 décembre, journée grise sur l’Hexagone, avec du vent et des températures clémentes. Qui aurait pu prédire que cette journée allait entrer dans l’histoire comme la journée où la France a exporté plus de 20 GW instantanés d’électricité à nos voisins européens ? Sur le site Eco2mix, un outil de RTE pour suivre les données de consommation, entre autres, nous nous sommes plongés dans cette journée particulière qui a poussé la France à ouvrir les vannes de l’export.

D’abord, une demande anticipée en dessous de la demande qui s’est effectivement manifestée sur le réseau à 21h45. Un écart de plus d’un gigawatt par rapport aux prévisions J-1, une demande supérieure par rapport à la prévision du jour J. À cette heure-là, en miroir, la production française était dominée par 50 GW de nucléaire, 15 GW d’éolien et 7 GW d’hydroélectricité. Une production largement excédentaire, le nucléaire à lui seul aurait pu suffire.

La France fournit de l’électricité au moment le plus rentable pour elle

À 21h45, l’Allemagne et la Belgique manquaient d’électricité : 7 GW leur ont été adressés. Contrairement au pic solaire espagnol du même jour qui a transité par la France et ajouté un solde importateur, tous les pays ont, à 21h45, importé au moins presque 3 GW, totalisant un record de 20 983 MW. C’est exclusivement un solde exportateur, les importations ce soir-là étaient nulles.

Par leur grande pénétration renouvelable, nos voisins nous fournissent de l’électricité souvent peu chère, en journée. Ce soir-là, alors que les prix spot français étaient à 78 €/MWh, les électrons partaient à destination des zones de prix à notamment 82 €/MWh (Allemagne), 112 €/MWh (Espagne) et 114 €/MWh (Autriche).

Un record permis par le nucléaire, l’éolien et une faible demande nationale

En bonus, l’électricité était ce jour-là très largement décarbonée à 17 g CO2eq/kWh. Il restait tout de même une fine bande de production à partir de gaz à 1 436 MW. Une électricité plutôt chère, peu carbonée, poussée par le nucléaire et l’éolien a été exportée ce jour-là, le fruit d’une demande atone conjoncturelle qui peine à décoller, poussant RTE à revoir son bilan prévisionnel au vu des surcapacités actuelles.

L’article Des gigawatts à gogo : la France a (encore) battu son record d’exportation d’électricité est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Dix ans après l’adoption de l’accord de Paris, le gouvernement a enfin dévoilé la version intégrale, de plus de 700 pages, et actualisée de la Stratégie nationale bas carbone (SNBC 3), feuille de route qui guide la France vers la neutralité carbone en 2050. 

Cela faisait trois ans qu’on attendait ce document, trois ans de retard pour ce volumineux dossier visant des drastiques baisses d’émissions de gaz à effet de serre. La SNBC 3 dessine les trajectoires sectorielles à horizon 2030, 2040 et 2050 en imposant une baisse de 50 % des émissions brutes d’ici 2030 par rapport à 1990. On a donc cinq ans pour diviser par deux nos émissions par rapport à 1990.

C’est un sacré effort que la France va devoir consentir, alors que les émissions n’ont diminué que marginalement ces deux dernières années. Pour atteindre cette cible, le rythme annuel de réduction des émissions devra plus que doubler (environ 5 % par an jusqu’à 2030 puis 7 % entre 2030 et 2050).

Tous les transports à l’électrique, sauf l’aviation

Dans les transports, premier secteur émetteur de GES, le gouvernement prévoit une grande pénétration des véhicules électriques et du fret ferroviaire. À l’horizon 2050, seuls les vols intérieurs continueraient d’émettre du CO₂, les autres modes tournant à l’électricité. L’agriculture devra réduire son empreinte carbone grâce à une évolution des régimes alimentaires, un développement des légumineuses, une baisse de l’usage des engrais azotés et une transition de l’élevage vers des pratiques plus extensives.

Le secteur du bâtiment devra, lui, multiplier les rénovations d’ampleur (des rénovations qui permettent une amélioration significative du DPE, objectif à 250 000 par an alors qu’on plafonne aujourd’hui à 100 000) et remplacer 60 % des chaudières au fioul et 20 % au gaz. L’installation de 8,8 millions de pompes à chaleur est inscrite dans la SNBC-3.

L’industrie devra abandonner gaz et pétrole

L’industrie est appelée à se réindustrialiser « en mode bas carbone » avec une électricité tout aussi bas carbone et notamment l’hydrogène ou le captage-stockage du CO₂. La sortie des énergies fossiles est actée : fin du pétrole entre 2040 et 2045 et fin du gaz fossile en 2050. Pour y parvenir, la part de l’électricité dans la consommation finale devra atteindre 55 % en 2050 contre seulement 37 % aujourd’hui. C’est une bonne nouvelle pour la surcapacité actuelle, la demande doit augmenter.

L’article Hyper électrification, révolution agricole : la Stratégie nationale bas-carbone enfin publiée est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Baisse des émissions du secteur électrique, faible réduction de celles de l’industrie : la Commission européenne fait le bilan sur les émissions couvertes par le marché carbone.

Le dernier rapport de la Commission européenne sur le système d’échange de quotas d’émission (EU ETS) confirme une baisse des émissions du secteur de l’électricité. Bruxelles observe qu’en 2024, les émissions des centrales électriques couvertes par l’EU ETS ont diminué de près de 11 % par rapport à 2023. C’est donc devenu une habitude : depuis 2005, les émissions combinées du secteur électrique et de la production de chaleur ont reculé d’environ 50 %.

Les énergies bas carbone éjectent les fossiles

La dynamique tient principalement à la progression des énergies renouvelables et du nucléaire qui éjectent progressivement les combustibles fossiles. Le rapport souligne notamment que la consommation de charbon a atteint en 2024 un niveau historiquement bas et que le remplacement progressif du charbon par le gaz, puis par des sources bas-carbone, y participe grandement.

L’amélioration du mix électrique devrait ainsi procurer un effet d’entraînement pour le reste de l’économie puisque toute électrification des usages industriels bénéficie directement d’une électricité désormais beaucoup moins carbonée et moins chère.

L’industrie a un temps de retard sur l’électricité

Pourtant, cette transformation décarbonée du secteur électrique contraste avec l’évolution des émissions du secteur industriel. En 2024, les installations industrielles couvertes par l’ETS n’ont réduit leurs émissions que de 0,8 % par rapport à 2023. Certains secteurs à forte intensité carbone (sidérurgie, chimie, engrais…) montrent même des signes de stagnation, voire de légère hausse.

Malgré cette inertie, les émissions totales combinées du secteur électrique et de l’industrie ont tout de même diminué de 5,8 % en un an grâce presque exclusivement aux effets observés dans la production d’électricité. La Commission insiste donc, en creux, sur un point : la transformation profonde des procédés industriels eux-mêmes ne tient pas qu’au levier électrique.

L’article L’électricité émet de moins en moins de CO2 en Europe est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Après deux années marquées par la crainte d’un déficit électrique, notamment en hiver, le Bilan prévisionnel 2025 présenté par le gestionnaire du réseau RTE montre un net renversement de situation. La France entre dans une phase de surcapacité de production qui pourrait se prolonger jusqu’en 2028.

Cette situation vient d’une consommation qui n’augmente pas (la demande reste inférieure de 20 TWh à celle d’avant la pandémie) et d’une capacité de production renouvelable installée importante combinée à un nucléaire en forme. Conséquence, les prévisions de consommation sont pour la première fois revues à la baisse d’environ 100 TWh, avec une fourchette comprise entre 505 TWh (décarbonation lente) et 580 TWh (décarbonation rapide).

Un ralentissement de l’électrification

Dans son communiqué, Réseau de transport d’électricité (RTE) explique qu’il s’agit d’un « ajustement structurel » lié à l’efficacité énergétique, à la modération des usages et au ralentissement de l’électrification dans plusieurs secteurs clefs. Et ça change tout aux trajectoires prévues depuis 2021. Dans son scénario de « décarbonation rapide », RTE estime que la France peut substituer rapidement pétrole et gaz par de l’électricité bas-carbone, en s’appuyant sur les véhicules électriques, les pompes à chaleur et la réindustrialisation. Ce scénario — le seul compatible avec les objectifs climatiques — suppose une électrification rapide mais il s’éloigne.

À l’inverse, le scénario de « décarbonation lente » verrait la demande augmenter plus progressivement sous l’effet d’une croissance économique dégradée ou d’un manque de soutien public. RTE n’exclut notamment pas un ralentissement ciblé des installations de capacités renouvelables, notamment pour le solaire au sol, les installations résidentielles et l’éolien terrestre. Un réglage provisoire destiné à éviter des coûts que RTE juge excessifs pour équilibrer le réseau ou une modulation accrue du nucléaire — modulation qui atteindrait 30 TWh supplémentaires en cas d’offre durablement excédentaire.

La surcapacité électrique, une aubaine pour l’industrie ?

Mais RTE insiste : ce ralentissement des installations de nouveaux moyens de production ne doit être ni durable ni acté stratégiquement. Un coup de frein prolongé risquerait de désorganiser les filières industrielles, déjà sensibles aux politiques de stop-and-go. Les producteurs d’énergies renouvelables, par la voix de leurs lobbys, alertent régulièrement sur ces risques.

RTE voit dans cette fenêtre de surcapacité un levier industriel. Le gestionnaire du réseau français indique que plus de 30 GW de projets industriels sont déjà engagés via des demandes de raccordement, même si bien sûr tous ne verront pas le jour. Il appelle ainsi l’État à mieux piloter le rythme d’électrification, pointant le retard de deux ans pris par la publication de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) et la Stratégie nationale bas carbone (SNBC).

Cette situation doit rester provisoire, insiste RTE

À rebours des discours appelant à freiner la transition, RTE insiste sur le fait que c’est bien une parenthèse, pas un atterrissage durable. Nous montrions ainsi que la France pourrait consommer moins d’électricité qu’anticipé en raison des habitudes de sobriété et d’efficacité énergétique croissante. Dans un contexte où l’État cherche à rationaliser le soutien public à l’énergie, nous questionnions l’opportunité de subventionner directement la demande pour qu’elle décolle.

Thomas Veyrenc, directeur général économie, stratégie et finances de RTE, indique à Contexte que les prochains trimestres seront cruciaux pour remettre la France sur la trajectoire de neutralité carbone. Pour lui, atteindre les objectifs imposera à court terme une concrétisation rapide de la hausse de la demande et, à plus long terme, le développement de nouvelles capacités de production, y compris renouvelables. La manière dont ce Bilan prévisionnel sera accueilli pourrait influencer les textes de planification énergétique, comme la PPE et la SNBC, toujours bloqués par le gouvernement.

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Avec les températures clémentes, des centrales disponibles ne seront pas activées cette semaine. À la clé, des baisses de charge et des arrêts qui contrastent avec la vague de froid survenue fin novembre.

Alors que l’hiver est généralement par moments synonyme de tension sur le réseau, de prix élevés et de centrales fossiles qui soutiennent l’équilibre production-consommation, la situation de cette seconde semaine de décembre n’a rien à voir avec celle d’un hiver plus classique. Puisqu’un degré de moins entraîne un appel de production supplémentaire de 2 500 mégawatts (MW), la consommation a dépassé les 70 000 MW fin novembre durant la vague de froid. Cette semaine, c’est tout l’inverse. Des pics à 18 degrés à Toulouse lundi, 19 °C à Ajaccio : la demande baisse largement.

Pour prévoir la demande et équilibrer le réseau, RTE se réfère à une « température de référence » de 5,8 ce lundi. La température de référence est calculée par Météo-France et est basée sur les températures horaires moyennes observées pour chaque jour de l’année au cours des trois dernières décennies, redressées de la dérive climatique pour être représentatives du climat de la décennie en cours. À l’inverse, pendant la vague de froid, la température de référence était de 7,4 °C lundi 24 novembre, avec une pointe anticipée à 72,3 GW. Ce jour-là, produisaient notamment 52 GW de nucléaire et 5 GW de gaz.

Quand des centrales doivent s’arrêter à cause de la météo

Avec ces variations de température, la consommation fait le yo-yo : ces prochains jours, RTE anticipe une demande qui plongera jusque sous les 60 000 MW à la mi-décembre. Avec cette demande en nette diminution, ce sont les centrales de production qui doivent s’adapter. Il est possible de suivre leur disponibilité sur ce lien. 

À date (dimanche 7 décembre, 17 h), 51 GW (35 % du parc) étaient non utilisables (à cause des conditions météo comme la nuit pour les panneaux solaires) et inutilisables (par exemple pour cause de maintenance). Seulement 44 % produisaient (68 GW) et 31 GW (21 %) étaient disponibles pour être activés.

Avec des disparités entre modes de production. L’éolien profitait d’un fort vent (17 GW de production, maximum utilisable), le nucléaire à 71 % de production (10 % disponible et 20 % à l’arrêt), l’hydro et le gaz largement à disposition (respectivement 35 et 84 % à disposition du réseau, prêts à produire). Alors que le système est habituellement mis à rude épreuve en hiver, ce début décembre est contre-intuitivement une période de rude épreuve inversée : écrêtements, baisses de charge et arrêts qui n’auront pas à rougir devant ceux du printemps.

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Dans la ZAC de La Saulaie, à Oullins-Pierre-Bénite (Rhône), la Métropole de Lyon déploie la plus grande boucle d’eau tempérée de France. Alimenté par la chaleur des eaux usées de la station d’épuration voisine, ce réseau de 2,5 km doit fournir chauffage et froid à plus de 120 000 m² de bâtiments neufs.

Sous la future place Kellermann, au cœur de la ZAC La Saulaie, une centrale énergétique souterraine sera inaugurée. Lorsqu’elle entrera en service, elle utilisera à grande échelle la chaleur des eaux usées pour alimenter tout un quartier. Le projet, confié par la Métropole de Lyon à ENGIE Solutions, s’appuie sur la technologie de cloacothermie, aussi appelée riothermie. Cela consiste à capter les calories présentes dans les effluents avant leur passage dans la station d’épuration de Pierre-Bénite.

Les eaux usées sont en moyenne à 11 ou 12 °C l’hiver et 22 à 23 °C l’été. Un échangeur thermique transfère cette énergie à un fluide circulant dans une boucle d’eau tempérée de 2,4 à 2,5 km, qui dessert ensuite les bâtiments via des pompes à chaleur pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire, ainsi que des thermofrigopompes pour la production de froid.

Un projet concret de l’ADEME

C’est un projet d’ampleur : la boucle doit alimenter 128 000 m² de plancher, incluant logements, bureaux et équipements publics issus de la reconversion d’une friche industrielle. Environ 2 000 habitants et 3 500 salariés devraient y être raccordés.

Selon l’ADEME qui soutient financièrement le projet mené par Engie Solutions, la centrale devrait produire chaque année 11 gigawattheures (GWh) dont 8,5 GWh de chaleur et 2,5 GWh de froid. Sur vingt ans, l’Ademe estime qu’il évitera l’émission de 32 000 tonnes de CO₂ par rapport à des solutions individuelles au gaz ou à la climatisation traditionnelle. Le coût global du projet atteint 20 millions d’euros avec une participation de 7,7 millions d’euros de l’agence.

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La faible demande française en électricité est un problème majeur, selon un récent rapport de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST). L’organisme propose de subventionner l’électrification des usages pour y remédier.

C’est paradoxal dans un pays engagé dans la transition énergétique et qui a pour objectif d’électrifier à tout va. La consommation d’électricité stagne, voire même recule depuis 10 ans. Les rapporteurs de l’OPECST, le sénateur Patrick Chaize (LR) et le député Joël Bruneau (LIOT), considèrent qu’il faut subventionner la demande (chauffage, mobilités, usages industriels) pour assurer la cohérence avec la trajectoire énergétique nationale. À leurs yeux, sans une montée en puissance visible de la consommation, la multiplication des capacités de production nucléaire ou renouvelable risque de déboucher sur des « actifs échoués » avec des investissements non rentabilisés.

Ce sont les data centers, les pompes à chaleur, les véhicules électriques et autres postes de consommation qui permettent de justifier aujourd’hui la construction de nouveaux moyens de production. À l’inverse, une demande atone s’installe avec des périodes fréquentes de prix négatifs sur le marché de l’électricité quand le solaire ou l’éolien produisent à plein régime.

Cette situation pose la double question de la rentabilité des nouvelles installations et de l’utilisation optimale des capacités existantes. Les auteurs soulignent également le coût potentiel pour le contribuable : en contrats pour différence comme soutien, l’État doit indemniser une production non consommée ou à bas prix.

La modulation nucléaire a ses limites selon l’OPECST

L’OPECST parle, dans son rapport, également de la modulation du nucléaire. L’Office parlementaire rappelle que lors des périodes de forte production renouvelable, le nucléaire ne peut pas être massivement réduit (ils considèrent qu’un plancher d’environ 20 GW demeure nécessaire), ce qui limite la marge de manœuvre pour absorber l’intermittence avec les excès d’offre. Les rapporteurs évoquent même un risque de « vieillissement accru » des installations si l’on multiplie les cycles de modulation pour suivre les fluctuations renouvelables.

Face à cette demande atone et à la profonde modulation du nucléaire, le rapport de l’OPECST formule neuf recommandations. Parmi elles, accélérer l’électrification des usages, accélérer le déploiement de capacités de stockage (notamment via des STEP) et envisager que les producteurs d’électricité non pilotables (solaire, éolien) contribuent davantage à l’équilibrage du réseau. Ce sera déjà le cas pour ces derniers qui devront participer au mécanisme d’ajustement à la baisse.

Les rapporteurs suggèrent également d’instaurer un débat annuel au Parlement (ce que la loi énergie-climat de 2019 prévoit normalement tous les cinq ans) pour réévaluer la trajectoire énergétique suivant l’évolution de la consommation, des technologies et du contexte géopolitique.

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La sixième période des Certificats d’économies d’énergie (CEE) entrera en vigueur au 1ᵉʳ janvier. Mais le dispositif ne fait pas l’unanimité, notamment du côté des pétroliers et de certains partis politiques. Ils accusent une hausse des prix du carburant, le gouvernement dénonçant quant à lui une campagne mensongère.

Relativement méconnus du grand public, les Certificats d’économies d’énergie obligent depuis 2005 les fournisseurs d’énergie et de carburant à financer des actions de réduction de consommation : isolation, rénovation d’éclairage, raccordement à des réseaux de chaleur, aides à la mobilité électrique… Un décret publié début novembre a mis le feu aux poudres : les obligations augmenteront de 27 % pour la période 2026-2030. L’enveloppe atteindra plus de 8 milliards d’euros l’an prochain, contre 6 milliards en 2025 pour accompagner la hausse des demandes d’aides à la rénovation et l’électrification.

Le secteur pétrolier, obligé des CEE, a bien sûr réagi. Son angle d’attaque du gouvernement : l’Union française des industries pétrolières explique que la nouvelle obligation ferait grimper les prix à la pompe de 4 à 6 centimes dès janvier. Le PDG de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, évoquait déjà en novembre 4 à 5 centimes supplémentaires dans un an ou deux. Le dispositif n’est pourtant ni une taxe ni un impôt, rappelle le gouvernement, mais son coût peut être répercuté par les fournisseurs d’énergie, comme l’a relevé Le Monde.

Dans la continuité des pétroliers, le Rassemblement national. Jordan Bardella a dénoncé une « agression fiscale » alors que les prix de l’énergie restent élevés.

Des accusations mensongères sur fond de mauvaise foi

Roland Lescure, ministre de l’Économie, a répliqué en accusant le RN de relayer les arguments de l’industrie pétrolière. Le ministère de la Transition écologique a publié un communiqué affirmant que la hausse à la pompe résulte d’« un choix des compagnies pétrolières », mais l’a retiré dès le lendemain, expliquant qu’il s’agissait d’un argumentaire interne diffusé par erreur.

Selon les informations de Contexte, la tension est montée d’un cran au sein de l’exécutif : plusieurs sources gouvernementales soupçonnent une coordination entre pétroliers et RN, affirmant disposer de preuves de collusion. Le gouvernement estime que les pétroliers cherchent surtout à « reprendre la main sur le narratif », alors qu’ils sont en retard sur leurs obligations pour la période actuelle.

Dans le secteur, certains expliquent que la forte activité de rachat de certificats en fin d’année fait mécaniquement monter leur prix, ce qui pourrait accentuer le coût de la future période. Plusieurs fédérations d’obligés alertent depuis longtemps sur le manque de liquidité du marché et sur les difficultés de pilotage du dispositif, notamment pour les certificats dédiés aux ménages en situation de précarité énergétique.

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L’éolien et le solaire, entre autres énergies renouvelables, bénéficient de financements publics colossaux en France. Mais est-ce une bonne opération pour le pays ? C’est la question à laquelle tenteront de répondre deux pointures de l’énergie, mandatées par le gouvernement afin de réaliser un audit.

Il y a de quoi être surpris. Le gouvernement a confié l’audit du soutien aux énergies renouvelables à Jean-Bernard Lévy, ancien PDG d’EDF. Certains, comme le Syndicat des énergies renouvelables (SER), y voient une provocation, rappelant le chantier de l’EPR de Flamanville conduit en partie sous sa direction. Aux côtés de Thierry Tuot, haut fonctionnaire et ancien directeur général de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), ils devront analyser le financement public des filières renouvelables électriques.

La mission confiée à ces deux personnalités de l’énergie durera trois mois. Elle vise à rendre les aides plus efficaces et soutenables selon les exigences du gouvernement. Les deux experts devront passer au crible les contrats garantissant un prix fixe aux producteurs de solaire et d’éolien, évaluer leur impact financier sur l’État et leur compatibilité avec le fonctionnement du réseau électrique. La mission comprend aussi l’étude du stockage d’électricité et des pistes pour améliorer la flexibilité du système. Matignon précise que le nucléaire est exclu du périmètre, ses mécanismes de financement étant différents et des travaux étant menés « en parallèle ».

La PPE sera-t-elle publiée après cette mission ?

Ce rapport est commandé dans un contexte politique marqué par le retard de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Prévue depuis plus de deux ans, elle devrait être publiée « en décembre ou début janvier » selon Matignon. Sa date de publication est sans cesse repoussée alors que ce décret fixe les objectifs énergétiques français. La mission Lévy-Tuot n’influe pas sur ce calendrier, insiste Matignon, mais ses conclusions pourraient provoquer des ajustements réglementaires, législatifs, voire des discussions avec la Commission européenne qui encadre les aides d’État.

Les positions passées des deux experts sont intéressantes et Contexte s’y est plongé. Fin novembre, lors d’un colloque du Conseil d’État, Jean-Bernard Lévy prononçait ces mots : les énergies renouvelables « nous imposent de mesurer et compenser les coûts induits sur le système électrique par leur intermittence. Il faut travailler en coûts complets et le poids de ces compensations financières amène à des réflexions en France et en Europe ». Il interroge aussi la « compatibilité entre le bénéfice » sur la facture individuelle des Français solarisés « et les subventions » que ces derniers reçoivent.

Thierry Tuot, rapporteur du Grenelle de l’environnement en 2007, avait déjà souligné que l’argent public est limité. Il estimait que le développement des renouvelables doit se faire en fonction du réseau et qu’un mélange de filières est nécessaire pour atteindre les objectifs climatiques. Il mettait en avant le rôle du stockage pour améliorer la rentabilité de l’éolien et du solaire et défendait les mécanismes de marché, jugés plus efficaces que les interventions publiques directes.

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La revalorisation des aides et un contexte énergétique favorable ont entraîné un doublement des ventes depuis octobre 2025, faisant de la pompe à chaleur la solution de chauffage la plus rentable et décarbonée pour les particuliers, selon Hello Watt.

Entre 2023 et 2024, les ventes de pompes à chaleur (PAC) avaient plongé. Cette chute avait inquiété certains industriels et installateurs, préférant réduire leur production face à la baisse de la demande. Selon le ministère de la Transition écologique, les ventes avaient baissé de 19 % entre 2024 et 2023. Elles avaient pourtant connu une hausse régulière : + 133 % entre 2016 et 2023. La crise du logement neuf a pesé plus lourd que la norme RE2020.

Une inversion de tendance selon Hello Watt

Mais depuis octobre 2025, la tendance s’est inversée, explique Hello Watt. Le gouvernement a réaffirmé son soutien avec le maintien du budget de MaPrimeRénov’, la mobilisation de financements complémentaires via les Certificats d’économies d’énergie (CEE) et une réflexion sur le développement de PAC fabriquées en Europe. Les ventes ont ainsi rebondi. Pour certains foyers, le montant des CEE a été multiplié par 2,8 pour atteindre jusqu’à 7 600 €.

Les prix de l’électricité renforcent aussi l’attractivité des PAC. L’électricité a vu son tarif réglementé baisser de 15 % en février 2025 avec des offres de marché jusqu’à -20 % sur le kilowattheure. Hello Watt vante les mérites de la PAC. Elle permet, en moyenne, de diviser par trois la consommation d’énergie. Le temps de retour sur investissement se situe entre sept et huit ans et la performance énergétique du logement s’améliore souvent de deux classes sur le DPE.

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Bien que l’éolien et le solaire se déploient à toute vitesse, la France peine encore à réduire significativement sa dépendance aux énergies fossiles.

Depuis une décennie, la France affiche sa volonté de verdir son mix énergétique : stratégie nationale bas carbone, système de quotas d’échanges d’émissions de CO₂, programmation pluriannuelle de l’énergie avec des objectifs renouvelables… Les parcs éoliens fleurissent sur terre et en mer, les toitures et les champs se couvrent de panneaux photovoltaïques. En 2024, les renouvelables ont produit près d’un tiers de l’électricité nationale. Une progression tirée par le solaire et l’arrivée progressive des premiers parcs éoliens en mer.

Mais, derrière, les énergies fossiles – gaz en tête – restent actuellement indispensables pour répondre aux pics de consommation et compenser l’intermittence de production des renouvelables. Et si la France bénéficie d’un parc nucléaire important, celui-ci ne suffit pas à éliminer totalement le recours aux centrales thermiques, surtout lors des hivers tendus ou des séquences prolongées sans vent (appelées Dunkelflaute).

Une hausse des énergies renouvelables plus rapide que la demande

Selon les calculs du centre Ember, la production d’électricité photovoltaïque a enregistré une progression de 31 % au cours des trois premiers trimestres de 2025 tandis que l’éolien affichait une hausse de 7,6 %. Sur cette période de neuf mois, ces deux filières ont produit 635 térawattheures (TWh) supplémentaires par rapport à l’an dernier, dépassant ainsi l’augmentation de la demande mondiale d’électricité, qui n’a crû que de 2,7 % (603 TWh).

Malgré cette progression, le solaire et l’éolien ne représentaient fin septembre 2025 que 17,6 % de la consommation mondiale d’électricité tandis que les centrales fossiles continuaient de fournir 57,1 % de la demande, relève Amélie Laurin, du journal Les Echos.

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Malgré l’embargo et le plafonnement du prix du GNL russe, une partie importante du pétrole en provenance de Moscou continue d’arriver sur les marchés occidentaux. Un système international de « blanchiment » énergétique, impliquant plusieurs pays relais et des mécanismes de transformation ou de reclassification, relance même les importations européennes.

Depuis 2022, l’Europe cherche à se sevrer du gaz russe pour limiter les revenus fossiles russes par un arsenal de sanctions. Embargo sur le pétrole brut, plafond en prix sur le gaz naturel liquéfié (GNL)… Pourtant, selon plusieurs sources interrogées par Montel, ces mesures se heurtent au marché mondialisé, particulièrement habile à se réorganiser et à masquer la source. Le blanchiment pétrolier – ou la capacité à dissimuler l’origine russe d’un produit raffiné ou mélangé – se généralise.

Une série de pays émergents sont impliqués dans ce contournement. Les Émirats arabes unis, l’Inde, la Turquie, la Chine ou encore Singapour importent du pétrole russe à prix cassé avant de le raffiner, de le mélanger ou de le revendre sous une appellation locale.

L’UE impose des mesures de plus en plus drastiques contre ces contournements

Une fois transformé, ce pétrole rebaptisé perd sa nationalité et des entreprises occidentales peuvent l’acheter sans enfreindre explicitement les sanctions. Ces flux sont d’autant plus difficiles à tracer que les mélanges peuvent représenter une infime proportion de produits non russes, suffisante pour obtenir un nouveau code douanier.

Ce phénomène de blanchiment est aussi renforcé par la multiplication des transbordements en mer. De nombreux tankers procèdent à des transferts de cargaison loin des côtes, parfois transpondeurs coupés pour ne pas être repérés. Ces opérations, déjà identifiées avant la guerre en Ukraine, se sont intensifiées et servent aujourd’hui à brouiller encore davantage les itinéraires du brut russe avec des flottes vieillissantes et peu transparentes.

Face à ces pratiques, Bruxelles tente d’améliorer ses outils de traçabilité et de pression diplomatique. Bruxelles fait tout pour rompre les contrats long terme, dont ceux qui dépassent la fin des importations russes qu’elle envisage au premier janvier 2026.

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