Rien n’est encore gagné, pour la transition énergétique. Malgré des chiffres records en matière de production d’énergie renouvelable, le pétrole reste le mètre étalon mondial, en matière d’énergie. 

Comme tous les mois, l’Agence internationale de l’énergie vient de publier son rapport sur le marché pétrolier pour février 2025. Riche en enseignements, ce rapport témoigne du déséquilibre qui semble se créer entre l’offre et la demande de pétrole sur l’année 2025.

Ce rapport montre que la baisse du recours aux énergies fossiles n’est pas encore d’actualité. En effet, l’année 2025 devrait être marquée par une hausse des besoins en pétrole estimée à 1,1 million de barils par jour (mbpj). Cette hausse est principalement liée aux besoins grandissants de la Chine, en particulier pour son industrie pétrochimique. La consommation totale devrait donc atteindre 103,9 millions de barils par jour. Cette situation dans le secteur pétrolier ne fait que confirmer les observations faites au sujet de la consommation de gaz : le monde n’est pas encore prêt à se défaire des énergies fossiles.

Réelle décroissance des besoins, ou situation macroéconomique complexe ?

Néanmoins, il est intéressant de noter que l’offre mondiale devrait augmenter d’autant plus, et surpasser la demande de pétrole à hauteur de 600 000 bpj. Cette différence entre offre et demande pourrait même atteindre 1 million de bp/j si l’Opep+ (Organisation des pays exportateurs de pétrole et ses alliés) prolonge la hausse de production au-delà du mois d’avril. Parmi ces pays, on peut citer le Kazakhstan qui dépasse ses objectifs de production fixés par l’Opep+, Il en va de même pour l’Iran et le Venezuela qui ont augmenté leur production en prévision de potentielles futures restrictions. Hors Opep+, de nombreux pays produisent également à des niveaux records avec les États-Unis en tête.

Malgré le développement massif des énergies renouvelables à travers le monde, le constat est sans appel : le pétrole reste le facteur décisif d’une économie mondiale tourmentée, et la source de tensions grandissantes entre les puissances économiques actuelles. Les États-Unis, moteurs de cette situation, viennent de menacer d’une hausse de 25 % des droits de douane tout pays qui achèterait du pétrole au Venezuela.

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EDF est prié de revoir sa copie, concernant le destin de la centrale de Cordemais. Quelques mois après l’annonce de la fin d’un projet de conversion à la biomasse, le Sénat demande que l’activité de production ou de stockage d’électricité soit maintenu après la fermeture de la centrale. 

Que va devenir la centrale électrique de Cordemais ? Une chose est sûre : à partir de 2027, elle ne produira plus d’électricité à partir de charbon. Mais au-delà, rien n’est encore décidé. Il y a bien eu le projet Ecocombust 2, qui devait permettre la reconversion de l’une des deux dernières centrales à charbon du pays à la biomasse. Mais en fin d’année 2024, EDF a finalement décidé d’abandonner le projet, par crainte d’un manque de rentabilité.

L’électricien français a bien une idée en tête, et souhaite transformer le site en usine de production de tuyaux pour les EPR2. Le site pourrait entrer en service à partir de 2029, et serait géré par Framatome. Mais il y a un hic : cette usine de production ne permettrait d’assurer qu’une centaine d’emplois dans un premier temps, et 200 emplois à terme. On est donc loin des 328 salariés d’EDF qui travaillent actuellement sur le site.

Fabrication de tuyaux ou production d’électricité ?

Dans cette situation, les sénateurs de Loire-Atlantique viennent de faire voter un projet d’amendement auprès de la commission des affaires économiques du Sénat. Cet amendement, qui vient d’être adopté, contraint EDF à proposer un plan de conversion de la centrale, soit pour assurer une production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, soit pour stocker de l’électricité. Selon la sénatrice Karine Daniel, le site a une grande importance dans le mix énergétique français, et doit conserver son rôle dans l’équilibre du réseau électrique. Pilotable, la centrale a, en effet, l’avantage de permettre à EDF d’ajuster efficacement sa production d’électricité en fonction de la demande.

Il semble donc qu’EDF soit contraint de revoir – ou compléter – ses plans pour remettre la production d’électricité au cœur du projet Cordemais. Compte tenu de ses infrastructures électriques, le site pourrait être converti en batterie stationnaire, ou pourrait même accueillir un SMR, comme évoqué fin 2023 par Christelle Morançais, présidente de la région Pays de Loire.

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La Chine peut-elle réellement atteindre la neutralité carbone d’ici 2060 ? Malgré d’importants efforts dans les renouvelables, il est difficile d’y croire quand on sait que le plus grand émetteur mondial continue d’investir massivement dans la source d’énergie la plus polluante.

C’est à croire que la Chine ne veut pas se séparer du charbon. En 2024, de nouvelles centrales totalisant près de 100 GW sont entrées en chantier selon un rapport publié par le Centre de recherche sur l’énergie et l’air pur (CREA) et le Global energy monitor (GEM). Pour l’instant, la trajectoire chinoise en matière de transition énergétique semble aller à l’encontre des intentions du Président Xi Jinping, qui affirmait en 2021 vouloir contrôler strictement les projets de centrales à charbon. Par ailleurs, les investissements continus de Pékin dans cette source d’énergie ruinent les efforts du reste du monde pour s’en défaire. En effet, en 2024, le parc mondial du charbon a diminué de 9,2 GW, une quantité ridicule face aux énormes ajouts de la Chine.

Une dépendance au charbon toujours plus forte malgré la hausse des renouvelables

La Chine est réputée pour ses projets démesurés d’énergies renouvelables. Au cours de l’année 2024, elle a installé 356 GW de solaire et d’éolien, 4,5 fois plus que les nouvelles installations en Union européenne selon le rapport. Pourtant, parallèlement, les investissements dans le charbon s’accumulent. Rien qu’au cours de l’année 2024 :

• des centrales à charbon totalisant 94,5 GW sont entrées en construction, un record depuis 2015 ;
• des projets suspendus représentant 3,3 GW ont repris ;
• 66,7 GW ont été approuvés ;
• 30,5 GW sont entrés en service.

Des chiffres plutôt inquiétants au vu des objectifs climatiques à atteindre d’ici seulement quelques décennies, même si certains d’entre eux ont connu une diminution par rapport aux années précédentes.

Pourquoi le charbon continue-t-il à être largement exploité ?

Selon le CREA, la montée en puissance du charbon en Chine s’explique en partie par l’implication des grandes entreprises minières. Pour assurer la poursuite de leur exploitation, elles financent elles-mêmes la construction de nouvelles centrales. 75 % des projets approuvés seraient soutenus par ces sociétés. Et dans ce schéma, la demande réelle du marché n’est pas prise en compte.

De leur côté, les gouvernements locaux justifient ces projets par la nécessité de sécuriser l’approvisionnement et de faciliter l’intégration des énergies renouvelables. Pourtant, ces sources propres peinent à s’imposer, les heures de fonctionnement étant majoritairement couvertes par les centrales fossiles. Le charbon qui n’est plus censé être qu’un soutien continue fermement d’être une source de production de base. D’autant plus que les producteurs ont de gros clients soumis à des contrats d’achat d’électricité au charbon sur le long terme. Les acheteurs ne peuvent pas s’orienter vers les énergies propres sous peine de pénalité.

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Les experts de BloombergNEF estiment qu’une nouvelle fois en 2025, les prix de production d’électricité à partir de sources renouvelables vont baisser. Ils livrent leurs chiffres et avancent quelques explications.

En 2010, selon les chiffres de l’International Renewable Energy Agency (Irena), l’électricité solaire coûtait 414 % plus cher à produire qu’une électricité issue d’une centrale alimentée aux combustibles fossiles. En 2023, la tendance s’était inversée. Le coût moyen pondéré, à l’échelle mondiale, de l’électricité (LCOE) produite par les nouveaux projets photovoltaïques était inférieur de 56 % à la moyenne des alternatives fossiles. Le LCOE de l’éolien terrestre avait baissé de 3 % et ceux de l’éolien en mer et de l’hydroélectricité de 7 %.

Finalement, plus de 80 % des énergies renouvelables nouvellement installées cette année-là l’ont été avec des coûts inférieurs à ceux des combustibles fossiles. En 2024, les nouveaux projets se sont multipliés. Les coûts ont encore baissé. Et voici qu’un rapport de la Bloomberg New Energy Foundation — le Levelized Cost of Electricity de la BNEF, publié pour sa seizième année, couvre 29 technologies dans plus de 50 pays — annonce qu’ils vont continuer à diminuer durant l’année à venir : de 2 à 11 %.

La Chine au cœur des baisses de prix des renouvelables

Les experts du cabinet d’étude dédié à la transition énergétique notent que « les nouveaux parcs éoliens et solaires sont déjà moins chers que les nouvelles centrales au charbon et au gaz en termes de coût de production sur presque tous les marchés du monde ». Et malgré les droits de douane récemment imposés par certains pays pour ralentir le déferlement des technologies chinoises, Bloomberg s’attend toujours à une baisse des coûts de l’électricité produite par les renouvelables de 22 à 49 % supplémentaires d’ici 2035.

Comme principal facteur de la baisse des coûts observés en 2024, les immenses capacités de production à bas prix de la Chine. En moyenne, le pays produit un mégawattheure d’électricité 11 à 64 % moins cher que n’importe qui d’autre. L’éolien est un exemple marquant. Son prix augmente dans le monde depuis 2020. Mais il baisse en Chine. L’électricité produite par des éoliennes terrestres, par exemple, y coûte environ 24 % de moins que la référence mondiale de 38 dollars par mégawattheure. « La tendance générale à la réduction des coûts est désormais tellement forte que personne, pas même le président Trump, ne pourra l’arrêter », commente Matthias Kimmel, responsable du département « économie de l’énergie » chez BNEF.

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Loin de bouleverser le marché mondial des hydrocarbures, les gisements de pétrole girondins sont sources de polémiques, depuis que la société Vermilion Energy a annoncé son projet de créer de nouveaux puits de forages. Le gouvernement va avoir la lourde tâche de se positionner sur la question dans les prochaines semaines.

Le gouvernement a le sens du rebondissement. Le feuilleton des huit forages pétroliers de la Teste-de-Buch vient de connaître un nouveau rebondissement avec la récente visite de la ministre de la Transition écologique. Agnès Pannier-Runacher a ainsi déclaré, en marge d’un déplacement dédié à la prévention des risques d’incendie en forêt : « J’ai donné ma position à titre personnel. En tant que ministre de la Transition écologique, je ne soutiens pas la mise en œuvre de ces nouveaux forages ». Une annonce qui a donné de l’espoir aux opposants du projet porté par l’entreprise canadienne Vermilion Energy. Celle-ci a, en effet, pour projet de forer jusqu’à huit nouveaux puits de pétrole pour maintenir sa production de 4 500 barils par jour, malgré l’épuisement de certains puits existants.

Si l’annonce de la ministre surprend autant, c’est parce que son prédécesseur, Christophe Béchu, avait déclaré au sujet du pétrole, en décembre 2023 : « ce n’est pas plus mal qu’il vienne d’ici plutôt de que le faire venir du bout du monde ».

Une goutte d’eau dans l’océan

Il faut reconnaître que les quantités de pétrole extraites des sols français sont très limitées en regard de la consommation du pays. Vermilion Energy, qui représente environ 70 % de la production française terrestre, extrait l’équivalent de 8 000 barils par jour, grâce à ses quelque 450 puits actifs. Dans le même temps, la France consomme presque 2 millions de barils par jour.

De ce fait, les huit hypothétiques forages n’auraient aucune conséquence réelle sur l’environnement en matière de consommation d’énergie fossile. Au contraire, cette production nationale permettrait d’en limiter l’impact environnemental en réduisant notamment le transport nécessaire à son acheminement.

C’est d’ailleurs ce qu’a conclu la commissaire enquêtrice, lors du rapport établi à l’issue de l’enquête publique portant sur ce projet, en décembre 2023. Celle-ci avait estimé que « la production de pétrole français, soumis à une réglementation environnementale contraignante et à de nombreux contrôles, semble préférable à court et moyen termes dans la mesure où l’on ne peut aujourd’hui se passer totalement des énergies fossiles ».

Mais un mauvais signal pour la défense de l’environnement

Pourtant, depuis que l’avis favorable a été publié, le préfet de Gironde n’a pas pris de décision. Et pour cause. Si, dans les faits, l’annulation de ce projet n’aurait pas d’impact direct sur les émissions de GES, sa validation pourrait avoir de lourdes répercussions d’un point de vue symbolique, notamment sur la puissance des lobbies pétroliers.

En 2017 déjà, la première version de la loi Hulot avait non seulement acté la fin de l’exploitation des hydrocarbures en France à partir de 2040, mais avait également prévu d’interdire le renouvellement des concessions d’exploitations. Cette version du texte avait finalement été retirée sous la pression des lobbies en question.

Pour l’heure, Agnès Pannier-Runacher a indiqué qu’une réunion interministérielle aurait prochainement lieu pour trancher définitivement la question. Affaire à suivre.

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Pour la première fois, l’énergie solaire a dépassé le charbon dans la production d’électricité des 27 pays membres, selon le dernier rapport du think tank britannique Ember.

C’est la première fois que les panneaux solaires surpassent la production d’électricité à partir de charbon, relève le think tank Ember dans un rapport. Cette évolution montre l’accélération de la transition vers les énergies renouvelables au sein de l’UE. Le solaire a donc représenté 11 % de la production d’électricité en 2024, contre 10 % pour le charbon. Une progression fulgurante quand on sait qu’en 2019, le charbon était encore la troisième source d’énergie de l’UE.

Un déclin marqué des énergies fossiles

Le rapport d’Ember met en lumière plusieurs tendances significatives. Parmi elles :

• La part des énergies renouvelables dans le mix électrique européen a atteint 47 % en 2024, contre seulement 34 % en 2019
• La production d’électricité à partir de combustibles fossiles a chuté à un niveau historiquement bas, ne représentant plus que 29 % du mix énergétique, contre 39 % il y a cinq ans
• La production d’électricité à partir de gaz a diminué pour la cinquième année consécutive

Ces chiffres démontrent précisément que « les combustibles fossiles perdent leur emprise sur l’énergie de l’UE », souligne le Dr Chris Rosslowe, auteur principal du rapport.

Des bénéfices économiques

La transition hors des fossiles a, bien sûr, des avantages environnementaux. « Les émissions du secteur de l’électricité sont désormais tombées à la moitié de leur niveau maximum, en 2007 » relève-t-il. Mais elle a également permis à l’UE de réaliser d’importantes économies. Selon Chris Rosslowe, « la croissance de l’énergie solaire depuis 2019 a permis à l’UE d’éviter 59 milliards d’euros d’importations de combustibles fossiles ».

La progression des renouvelables entraîne de nouveaux enjeux de flexibilité dans la production pour l’équilibre du réseau électrique. Le rapport souligne ainsi que le déploiement de batteries a nettement progressé, avec une capacité installée de 16 GW en 2023 contre 8 GW en 2022. Ceci, pour lutter contre le phénomène grandissant des heures à prix négatifs. Elles représentent 4 % des heures en moyenne dans l’UE, contre 2 % en 2023, et se sont produites pratiquement partout parmi les 27, souligne Ember.

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En Belgique, des turboréacteurs dérivés de Boeings 707 sont activés en situation d’urgence pour répondre à une demande en électricité dépassant les capacités habituelles.

Fonctionnant généralement au gaz ou au kérosène, les turboréacteurs peuvent démarrer rapidement pour faire décoller un avion, mais aussi… pour produire de l’électricité. Du moins, dans une version spécialement adaptée. Chez nos voisins belges, ce sont des turbines dérivées de celles utilisées pour la propulsion des vieux Boeings 707 qui sont mis à contribution dans certaines situations. Comme on peut s’en douter, leur usage reste coûteux et très polluant, car ils consomment de grandes quantités de carburant. Ces moteurs, peu efficaces, ne sont activés qu’en cas de déséquilibre critique entre l’offre et la demande d’électricité. Matthias Detremmerie, cofondateur du fournisseur belge Elindus, justifie leur utilisation auprès de Belga : « la situation doit déjà être très grave, avec des prix de déséquilibre de l’ordre de 1 000 euros par mégawattheure (€/MWh), voire plus chers ».

En 2025, ces turbines à réaction ont déjà été mises en marche à plusieurs reprises. Le 14 janvier, lors d’une chute de neige, et à nouveau récemment à la suite de l’arrêt imprévu du réacteur nucléaire de Tihange 1. Cette panne a entraîné des prix records, atteignant jusqu’à 2 450 €/MWh, forçant l’activation des turboréacteurs pour éviter une défaillance du réseau.

Augmenter le stockage d’énergie pour éviter d’allumer les réacteurs

L’activation de ces moteurs révèle les défis auxquels fait face le système énergétique belge. En janvier, les conditions climatiques ont été particulièrement défavorables à la production d’énergies renouvelables. Malgré la demande croissante en électricité, l’éolien et le solaire n’ont presque rien produit pendant cette période, laissant le pays dépendant de ses capacités conventionnelles, déjà utilisées à plein régime.

Cette situation montre que le réseau belge doit gagner en flexibilité. Notamment en investissant dans des solutions de stockage et des interconnexions, et en engagent les citoyens belges vers une consommation plus flexible. Comme nous le notions dans un précédent article, la production française vole parfois au secours du réseau belge. Si les turboréacteurs remplissent leur rôle d’ultime rempart contre une panne généralisée, leur coût environnemental et financier les rend clairement insoutenables à long terme.

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En septembre 2022, des explosions ciblées sur les gazoducs Nord Stream 1 et 2, reliant la Russie à l’Europe, ont provoqué la plus grande fuite de méthane jamais enregistrée pour un événement unique.

Selon une étude coordonnée par le Programme des Nations Unies pour l’environnement (PNUE), près de 465 000 tonnes métriques de ce puissant gaz à effet de serre, le méthane, ont été libérées dans l’atmosphère lors du sabotage des gazoducs Nord Stream 1 et 2. Une estimation « plus de deux fois supérieure à ce que ce que l’on pensait auparavant » expliquent les auteurs. Ce volume équivaut à ce que huit millions de voitures thermiques roulants pendant une année entière auraient émis en CO2.

Les premières estimations, basées sur des mesures satellitaires et atmosphériques, étaient largement sous-évaluées. En réponse, un groupe international de chercheurs, incluant des équipes françaises du CEA, a travaillé à affiner ces chiffres. Grâce au modèle thermique Cathare, initialement développé pour la sûreté nucléaire, les chercheurs ont simulé les débits des fuites en tenant compte des caractéristiques géométriques et thermodynamiques des gazoducs.

Une fuite gigantesque aux conséquences limitées

Malgré la fuite gigantesque, cet événement représente seulement 0,1 % des émissions anthropiques mondiales de méthane pour l’année 2022. « Ce rejet extraordinaire n’a duré que quelques jours, mais il illustre la vulnérabilité de nos infrastructures énergétiques », souligne Manfredi Caltagirone, directeur de l’Observatoire international des émissions de méthane, interviewé par Contexte. L’analyse des panaches atmosphériques a montré que, malgré leur ampleur, ces émissions restent négligeables face à celles du secteur gazier et pétrolier mondial, équivalentes à deux jours d’exploitation​​.

Le méthane, ce gaz 25 fois plus réchauffant que le dioxyde de carbone, doit être rapidement éliminé. Le Global Methane Pledge, un accord international, vise à réduire de 30 % les émissions mondiales de méthane d’ici 2030.

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La neutralité carbone est encore loin ! Selon un rapport de l’AIE, la consommation mondiale de gaz naturel a augmenté de façon spectaculaire en 2024. Heureusement, à y regarder de plus près, certains signaux positifs se dégagent. 

À l’occasion de son rapport trimestriel portant sur le marché international du gaz, l’Agence internationale de l’énergie a fait un premier bilan de l’année qui vient de s’écouler. Celui-ci témoigne d’une année record en matière de consommation mondiale de gaz, puisque celle-ci a augmenté de 2,8 %, un chiffre bien supérieur aux 2 % de hausse moyenne enregistrée entre 2010 et 2020. Cette dynamique est notamment due à la forte croissance du marché asiatique, mais également par le fait que le gaz naturel remplace de plus en plus le pétrole et les produits pétroliers, notamment dans des domaines comme le transport routier lourd ou la production d’électricité. La Chine a, par exemple, enregistré un nombre record d’immatriculations de poids lourds fonctionnant au Gaz naturel liquéfié (GNL).

L’Europe ne parvient pas encore à faire baisser sa consommation de gaz

En Europe, la hausse de la consommation de gaz a été limitée à seulement 0,5 %. Néanmoins, il est intéressant de noter que la consommation était globalement en baisse jusqu’à la fin du troisième trimestre 2024. Durant le dernier trimestre, des conditions climatiques défavorables sur l’ensemble du continent ont entraîné une baisse de la production d’énergie renouvelable, en particulier pour l’éolien. De ce fait, la consommation de gaz naturel a fortement augmenté, avec une hausse de 9 % sur le trimestre, par rapport au quatrième trimestre 2023.

L’AIE signale également que l’arrêt du transit du gaz russe à travers l’Ukraine depuis le 1ᵉʳ janvier 2025 pourrait conduire à une hausse de 5 % des importations de GNL sur 2025. À l’heure actuelle, les États-Unis et la Russie sont les deux principaux fournisseurs de GNL de l’Europe. D’ailleurs, la Belgique, la France et l’Espagne représentent à eux seuls 85 % des importations de GNL russe.

La France s’apprête à devenir le premier producteur européen de biométhane

Pour terminer sur une note plus positive, le biométhane continue sa progression, principalement aux États-Unis et en Europe. Les capacités de production mondiales ont été multipliées par 7 depuis 2013, et ont atteint plus de 10 milliards de mètres cubes en 2024. Sur le Vieux Continent, la production de biométhane a augmenté de près de 15 %, en particulier grâce à la France. Cette dernière a enregistré à elle seule une augmentation de 27 % de ses capacités de production sur l’année 2024. Si le pays continue sur sa lancée, il pourrait devenir le premier producteur européen de biométhane dès 2025 grâce à son secteur agricole très développé.

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Le contrat des canalisations reliant la Russie à l’Europe, traversant l’Ukraine, a pris fin le 31 décembre 2024. C’est un tiers du gaz européen qui y transitait.

Le 31 décembre 2024, le transit du gaz russe via les infrastructures ukrainiennes a pris fin. Un tiers du gaz européen transitait par ce gazoduc. Cette décision, annoncée dès août par le président ukrainien Volodymyr Zelensky, a mis un terme à un contrat quinquennal entre l’entreprise publique ukrainienne Naftogaz et le producteur Gazprom dont l’État Russe est actionnaire majoritaire.

Ce gazoduc, connu sous le nom de Bratstvo (« Fraternité ») avait continué à fonctionner deux ans et dix mois après le début de l’invasion russe en Ukraine. L’arrêt de ce transit, présenté par Kiev comme une riposte à l’agression russe, constitue aussi une perte pour l’Ukraine, qui percevait des droits de transit conséquents.

Le GNL pour compenser

Pour l’Union européenne (UE), la décision n’a pas provoqué de crise immédiate. Lors d’une réunion du « groupe de coordination pour le gaz » début janvier, la Commission européenne a affirmé que l’approvisionnement était sécurisé grâce aux réserves, remplies à 72 %, et aux importations croissantes de gaz naturel liquéfié (GNL)​​. Toutefois, l’Autriche (dépendante à 80 % de ses besoins au gaz russe) et la Slovaquie, encore très dépendantes du gaz russe en 2024, sont plus inquiètes. Le Premier ministre slovaque prorusse Robert Fico a dénoncé une « décision erronée ». Il n’a eu de cesse de rappeler l’augmentation des prix du gaz, qui ont franchi la barre des 50 euros le mégawattheure (€/MWh), un pic haut depuis octobre 2023​​.

L’arrêt du transit ukrainien reflète l’évolution de la stratégie européenne sur le gaz. Depuis 2022, elle s’efforce à réduire sa dépendance au gaz russe, passée de 45 % des importations en 2021 à environ 19 % en 2024. Cette transition s’appuie sur le développement des infrastructures portuaires permettant de réceptionner le GNL et des partenariats avec des pays comme les États-Unis et le Qatar​. Ce mode de transport est, en revanche, plus cher que le gazoduc.

Une fracture européenne

La fin du transit ukrainien souligne aussi les divisions internes à l’UE. Alors que Bruxelles poursuit son objectif de neutralité carbone d’ici 2050, certains États membres, comme la Slovaquie ou la Hongrie, maintiennent des relations étroites avec Moscou pour sécuriser des approvisionnements à moindre coût. Cette dissonance complique l’adoption d’une politique énergétique unifiée​.

En parallèle, la Russie continue d’approvisionner une partie de l’Europe par d’autres canaux, comme TurkStream et le GNL. Cette situation alimente les critiques, notamment sur la persistance des importations malgré les sanctions contre Moscou. Pour Phuc-Vinh Nguyen, expert en énergie à l’Institut Jacques Delors, interviewé par Le Monde, cette dépendance « renvoie aussi l’Europe à une certaine hypocrisie »​.

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