rapport établi au nom de l'office, sur les impacts technologiques de l’évolution du mix énergétique et ses conséquences sur l’outil industriel et les réseaux

SOMMAIRE

___Pages

1. saisine
2. synthèse
3. Avant-propos
4. I. Des fondations historiques aux effets structurants du mix énergétique français
5. A. Des Trente Glorieuses à la transition : genèse et mutations du mix national
6. 1. La construction d’un bouquet énergétique cohérent
7. a. L’électricité, vecteur central de la modernisation industrielle
8. b. Le rôle déterminant des énergies fossiles dans la croissance d’après-guerre
9. 2. Une dépendance énergétique devenue insoutenable
10. a. Diversification des approvisionnements thermiques et sécurisation de l’accès aux ressources
11. b. Le tournant nucléaire : un choix stratégique structurant
12. 3. Vers une diversification du mix énergétique
13. a. Le déclin des énergies fossiles dans le mix
14. b. Le déploiement progressif des « énergies nouvelles »
15. B. Les réseaux énergétiques, infrastructures de souveraineté et d’intégration territoriale
16. 1. L’essor de l’électrification nationale : genèse et structuration spatiale
17. 2. La densification du réseau électrique
18. 3. L’évolution territoriale et fonctionnelle des réseaux gaziers
19. C. L’électrification des usages, une révolution silencieuse des pratiques industrielles et domestiques
20. 1. L’ancrage territorial des industries électro-intensives
21. 2. La diffusion de l’électricité au cœur des usages productifs
22. 3. L’essor du confort domestique et la montée en puissance de la demande résidentielle
23. II. Maîtriser la transition : technologies et infrastructures au service d’un système énergétique résilient
24. A. Préserver la stabilité d’un système plus variable et plus décentralisé
25. 1. La robustesse des services de fourniture d’électricité, un impératif des sociétés modernes
26. a. Un socle essentiel au fonctionnement des activités d’intérêt vital
27. b. Un risque systémique illustré par les crises récentes
28. 2. Les contraintes induites par l’intermittence de certaines énergies renouvelables
29. a. Un réseau historiquement structuré autour de moyens centralisés
30. c. La diversification des profils de consommation ne palie pas la stagnation de la demande
31. d. La fonction structurante des machines synchrones dans la stabilité du réseau électrique
32. e. Les limites des technologies à onduleurs au regard des services systèmes et les solutions en développement
33. f. La reconfiguration des flux et ses conséquences sur les réseaux
34. g. Les risques associés à la variabilité de la production
35. h. Les effets locaux liés à la maximisation des injections renouvelables
36. i. La nécessité d’une approche progressive et d’un approfondissement des recherches
37. 3. L’impact de la modulation sur le parc électronucléaire
38. a. Le cas général d’un fonctionnement « en base »
39. i. Un coût de production optimisé
40. ii. Une exploitation simplifiée
41. iii. Des contraintes réduites sur les matériaux
42. iv. Une gestion des combustibles facilitée
43. b. La singularité française d’un parc conçu pour moduler
44. i. L’introduction du DMA et des « grappes grises »
45. ii. La combinaison du pilotage mécanique et chimique de la réactivité
46. iii. Le renforcement de la résilience du cœur et des circuits face aux sollicitations induites par le suivi de charge
47. iv. Une surveillance renforcée en fonctionnement
48. v. L’évolution du contrôle-commande : un levier déterminant
49. vi. Une capacité de modulation éprouvée et intégrée dans la conduite habituelle du parc nucléaire français
50. vii. Une innovation regardée avec perplexité à l’étranger, puis adoptée
51. c. Les interrogations sur les conséquences à long terme d’une modulation intensifiée
52. B. Les leviers technologiques de flexibilité et de régulation
53. 1. La flexibilité de la demande : un levier essentiel encore peu exploité
54. a. Le secteur résidentiel : un gisement diffus mais important
55. b. Le secteur tertiaire : un potentiel croissant
56. c. Le secteur industriel : un acteur historique
57. 2. La flexibilité de l’offre : adapter en temps réel les moyens de production et de stockage
58. a. Les moyens de production pilotables
59. b. Les interconnexions transfrontalières
60. c. Le stockage : une ressource en croissance rapide
61. d. Les énergies renouvelables pilotables : une contribution encore limitée mais croissante
62. e. La flexibilité des renouvelables variables : une marge de manœuvre en développement
63. C. Les réseaux gaziers : un levier complémentaire
64. 1. Une grande infrastructure, gérée par trois opérateurs
65. 2. Une dépendance quasi complète aux importations, contrebalancée par une diversification des approvisionnements
66. 3. Des capacités de stockage stratégiques
67. 4. Une baisse progressive et structurelle de la demande de gaz naturel en France
68. 5. Vers un réseau gazier mis au service de la décarbonation
69. a. Le méthane décarboné, première étape d’un réseau gazier décarboné
70. i. Le biométhane, une filière en développement rapide
71. ii. Deux filières alternatives pour la biomasse solide et liquide
72. iii. La réutilisation de l’électricité fatale des énergies intermittentes
73. b. L’hydrogène, vecteur énergétique de la neutralité carbone
74. 6. Les adaptations techniques et les enjeux de modernisation du réseau gazier
75. III. Adaptation et contribution de l’outil industriel français à l’évolution du mix énergétique
76. A. La consommation énergétique de l’industrie reflète les dynamiques structurelles et conjoncturelles du secteur
77. 1. Malgré un déclin tendanciel, la part de l’industrie dans le mix énergétique national reste significative
78. 2. La consommation énergétique de l’industrie et ses émissions de gaz à effet de serre connaissent des contrastes sectoriels et territoriaux marqués
79. 3. L’énergie est un facteur important de la compétitivité des entreprises industrielles
80. B. Le mix énergétique de l’industrie incorpore déjà une part importante d’électricité, en particulier grâce aux acteurs fortement électro-intensifs
81. 1. La dépendance forte des industries électro-intensives au prix de l’électricité est un facteur de fragilité dans la compétition internationale
82. 2. Des mécanismes européens participent au maintien de leur compétitivité
83. 3. L’évolution de la consommation électrique des industries électro-intensives est difficilement prévisible, les différentes filières suivant des trajectoires contrastées
84. a. La désindustrialisation s’accompagne d’une baisse de la consommation électrique
85. b. Les perspectives de déploiement de l’intelligence artificielle et des centres de données qui lui sont nécessaires laissent prévoir une hausse significative de la consommation d’électricité du secteur numérique
86. C. Il faudra déployer des technologies nouvelles pour réduire les émissions de gaz à effet de serre résultant de la production de chaleur industrielle et de l’utilisation de certaines molécules comme intrants
87. 1. Les voies de décarbonation de la chaleur industrielle
88. a. Quelles utilisations de la chaleur industrielle ?
89. b. L’exemple des fours verriers
90. c. Les Small Modular Reactors (SMR) présentent un potentiel intéressant mais incertain pour la décarbonation de la chaleur industrielle
91. 2. La nécessaire substitution des molécules carbonées en vue d’atteindre les objectifs de décarbonation de l’industrie
92. 3. Les processus combinant chaleur et molécules carbonées sont les plus difficiles à décarboner
93. a. La sidérurgie et la réduction du minerai de fer
94. b. La plasturgie et le craquage des hydrocarbures
95. c. Pour ces procédés, la décarbonation du mix passera par le découplage entre la production de chaleur et la chimie du carbone
96. 4. La disponibilité de l’hydrogène vert est une nécessité pour décarboner l’industrie
97. D. Les technologies de capture et stockage du carbone pourraient conduire une industrie future presque totalement décarbonée à éliminer ses émissions résiduelles et atteindre le « net zéro »
98. 1. La « capture et stockage du carbone », un instrument de décarbonation des émissions incompressibles industrielles soutenu par les stratégies françaises et européennes
99. 2. Le CCS est organisé autour d’une chaîne de technologies innovantes pour le captage du carbone, son transport puis son stockage
100. a. Les technologies de captage du CO2 industriel
101. b. Filière transport, filière stockage
102. c. Le potentiel de réutilisation du carbone capté
103. 3. Le CCS a un impact défavorable sur la consommation énergétique de l’industrie
104. 4. Au-delà du CCS, certaines innovations technologiques visent à obtenir des « émissions négatives »
105. a. Technologies de BECSC
106. b. Technologies de CDAS
107. 5. Conclusions et perspectives énergétiques
108. IV. Comparaisons internationales et inscription du système français dans les dynamiques européennes
109. A. Les trajectoires technologiques contrastées des mix énergétiques européens
110. 1. Les pays à forte pénétration des énergies renouvelables intermittentes
111. a. Le cas de l’Allemagne
112. b. Le cas de l’Espagne
113. c. Le cas du Danemark
114. 2. Les modèles à mix pilotable et bas-carbone
115. a. État des lieux des moyens pilotables en Europe
116. b. Le cas de la Suède
117. c. Le cas de la Norvège
118. d. Le cas de la France
119. 3. Les retours d’expérience utiles à la trajectoire française
120. a. Évaluer les différentes stratégies énergétiques mises en œuvre en Europe : quelques indicateurs
121. i. L’impact environnemental
122. ii. La sécurité d’approvisionnement
123. iii. La compétitivité du prix de l’énergie
124. b. Intégrer les énergies renouvelables intermittentes dans le mix
125. c. Maintenir un socle de production pilotable et bas-carbone
126. B. Les interconnexions européennes : contraintes et leviers d’intégration du mix national
127. 1. L’interconnexion croissante des réseaux électriques
128. 2. L’évolution des réseaux gaziers européens
129. Recommandations
130. EXAMEN DU RAPPORT PAR L’office du 27 novembre 2025
131. liste des personnes entendues
132. annexes
133. I. ÉVOLUTION DU MIX éNERGéTIQUE ET IMPACTS TECHNOLOGIQUES – Vincent Berger, Haut commissaire À l’ÉNERGIE ATOMIQUE
134. II. Effets de la modulation sur les centrales nucléaires – Yves Bréchet, ancien HAUT COMMISSAIRE À L’ÉNERGIE ATOMIQUE, membre de l’Académie des Sciences

saisine

DE L’OFFICE PAR LA COMMISSION DES AFFAIRES ÉCONOMIQES

DE L’ASSEMBLÉE NATIONALE

synthèse

Des fondations historiques aux effets structurants du mix énergétique français

L’électricité émerge au XIXᵉ siècle comme nouveau vecteur énergétique grâce aux avancées scientifiques de l’époque. Elle se diffuse à grande échelle en France à partir des années 1880 avec la construction de centrales hydroélectriques et thermiques. Dès avant 1945, une géographie de la production électrique se dessine : hydraulique au Sud, thermique au Nord.

Après la Seconde Guerre mondiale, durant les Trente Glorieuses, la priorité est d’abord d’accroître rapidement l’offre. L’hydraulique domine encore mais dès les années 1950, le thermique à flamme devient majoritaire grâce à des coûts plus faibles et à la disponibilité du charbon, puis du pétrole, du gaz et du fioul. La dépendance croissante aux hydrocarbures importés conduit toutefois à une vulnérabilité stratégique, révélée par la crise de Suez (1956) puis le premier choc pétrolier (1973).

Le choc de 1973 déclenche un changement profond. La France engage une politique de sécurité d’approvisionnement, diversifie ses importations, limite l’exposition à un pays fournisseur unique, mais surtout accélère un programme nucléaire qui était déjà engagé Le plan Messmer (1974) lance une industrialisation massive et standardisée des réacteurs, permettant au nucléaire de devenir la principale source d’électricité à partir des années 1980 et de porter au-delà de 50 % le taux d’indépendance énergétique. À partir des années 2000, les énergies renouvelables progressent (éolien, solaire, géothermie) mais leur part dans la production reste longtemps marginale.

Parallèlement, le réseau électrique se densifie et s'interconnecte aux réseaux européens ; le réseau gazier se structure plus tardivement autour du gaz naturel domestique puis importé.

Un profond mouvement d’électrification transforme aussi les usages : industries électro-intensives proches des barrages, automatisation industrielle, traction ferroviaire, puis essor du confort domestique et du chauffage électrique. Plus récemment, la demande résidentielle et les usages numériques modifient durablement la courbe de charge, posant des enjeux contemporains de flexibilité et d’équilibre du système électrique.

Maîtriser la transition : technologies et infrastructures au service d’un système énergétique résilient

Dans un contexte où l’électricité est devenue indispensable au fonctionnement des services vitaux (santé, communication, transport, eau, industrie), la continuité de l’alimentation apparaît plus critique que jamais. Les récents black-out, en Europe comme aux États-Unis, illustrent le caractère systémique du risque.

Le réseau électrique, historiquement conçu autour de moyens centralisés (hydrauliques, thermiques puis nucléaires), doit désormais intégrer une production plus décentralisée et intermittente : photovoltaïque, éolien terrestre et en mer. Les flux d’énergie se modifient sous l’effet des injections locales et les risques de surtension, de congestion et de déséquilibre s’accroissent.

La stabilité du système reposait jusqu’ici sur l’inertie procurée par les machines synchrones des centrales classiques. Or, les installations renouvelables, connectées via des onduleurs, n’apportent pas ce service. Des réponses partielles émergent (inertie synthétique, réponse rapide en fréquence, batteries, volants d’inertie, compensateurs synchrones), mais leur généralisation est coûteuse et les risques subsistent lorsque la part instantanée de renouvelables dans le mix électrique dépasse 60 à 80 %.

Par ailleurs, les usages électriques évoluent : recharge à haute puissance des véhicules électriques, pompes à chaleur, nouvelles industries électro-intensives comme les data centers, etc. Or, malgré cette diversification, la consommation stagne, ce qui accentue les épisodes de surproduction et de prix négatifs.

Dans ce système plus variable, la flexibilité devient cruciale. Elle doit mobiliser à la fois l’offre (pilotage de la production, stockage de l’énergie produite en excès) et la demande résidentielle, tertiaire et industrielle. Le potentiel du pilotage résidentiel, du tertiaire automatisé, des procédés industriels modulables et, à terme, du vehicle-to-grid, susceptible d’offrir une réserve distribuée de plusieurs GWh, reste encore peu exploité.

Dans la plupart des pays, où le nucléaire représente moins de 30 % de l’électricité, les réacteurs tournent à puissance stable, ce qui optimise les coûts, simplifie l’exploitation et limite les contraintes sur les matériaux. En France, la forte part du nucléaire a conduit, dès la fin des années 1970, à des développements permettant de moduler rapidement la production. Cette flexibilité est éprouvée, mais son intensification, liée à la montée des énergies intermittentes, suscite des interrogations. Les experts soulignent un risque de vieillissement accru, surtout sur le circuit secondaire, et des limites physiques empêchant la production nucléaire de descendre sous 20 GWe. L’essor massif du solaire photovoltaïque pourrait ainsi conduire à des effacements et provoquer des déséquilibres économiques et industriels.

Le réseau gazier est une autre infrastructure clef pour la transition. Bien que la France soit totalement dépendante des importations, il reste un outil de sécurité grâce aux interconnexions, aux terminaux méthaniers et aux capacités de stockage (130 TWh). La baisse structurelle de la consommation de gaz impose toutefois une adaptation économique et technique du réseau, appelé à transporter des volumes croissants de gaz non fossiles, notamment le biométhane et l’hydrogène.

Adaptation et contribution de l’outil industriel français à l’évolution du mix énergétique

La France a connu une désindustrialisation importante depuis les années 1980. L’industrie reste néanmoins un consommateur d’énergie majeur : elle représente près de 20 % de la consommation finale nationale et génère 18 % des émissions de gaz à effet de serre. Le secteur doit donc contribuer à la décarbonation prévue par la Stratégie nationale bas-carbone.

D’ores et déjà, le mix énergétique de l’industrie incorpore une part importante d’électricité. Certains procédés industriels, comme la production d’aluminium par électrolyse, en utilisent de grandes quantités. Les entreprises électro-intensives qui les mettent en œuvre sont très exposées à la concurrence internationale et aux fluctuations du prix de l’électricité. Leur solidité dépend aussi de la fiabilité de la fourniture d’électricité.

De nombreux procédés industriels requièrent un autre vecteur énergétique, la chaleur, dont près de 80% proviennent d’énergies fossiles, font intervenir des intrants carbonés ou mobilisent des processus émetteurs de CO2. Pour eux, la transition implique une remise en cause technologique majeure.

La chaleur intervient pour déclencher ou accélérer des réactions chimiques, ou provoquer des changements de phase. Les besoins thermiques varient considérablement selon les filières : quelques dizaines de degrés pour le séchage dans l’agroalimentaire ou le textile, mais jusqu’à plus de 1000 °C pour la métallurgie, le verre ou les céramiques. L’électrification des processus est parfois possible sur un plan technique, mais doit se calquer sur le rythme de remplacement d’un outil industriel coûteux. C’est le cas des fours verriers, dont la durée de vie est une quinzaine d’années. Le biogaz pourrait être substitué au gaz naturel, mais la faible disponibilité des gisements organiques et un coût encore excessif rendent sa généralisation peu pertinente. Les innovations portées par les petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) ouvrent une piste nouvelle, à moyen terme, pour la décarbonation de la chaleur industrielle, mais l’écosystème français des SMR fait face à des difficultés financières, notamment sur les projets destinés à des usages industriels, car la stagnation de la consommation électrique dans l’industrie et la désindustrialisation freinent les investissements.

Les molécules carbonées sont au cœur de nombreux procédés industriels et le CO2 y est souvent un produit fatal, comme dans la décarbonatation du calcaire, la synthèse de l’ammoniac ou le craquage du naphta. Pour décarboner ces industries, il faut revoir le procédé en tant que tel. Par exemple, pour produire de l’ammoniac bas-carbone, il faudrait pouvoir se passer du reformage du gaz naturel et produire un hydrogène bas-carbone grâce à l’électrolyse de l’eau ou la pyrolyse du méthane, en utilisant de l’électricité elle-même décarbonée.

Lorsque le procédé utilise des molécules carbonées à la fois comme source de chaleur et comme réactif, la démarche de décarbonation devient particulièrement complexe. Pour la sidérurgie, la transformation en fer pur de l’oxyde de fer contenu dans le minerai passe le plus souvent par l’utilisation du coke, un dérivé du charbon, dont la combustion fournit la chaleur nécessaire et qui agit par ailleurs comme réducteur chimique. La transition vers une production de fer bas-carbone passe par l’électrification – mais celle-ci a ses propres contraintes – ou par la mise au point de réacteurs dits « à réduction directe », dont la mise en œuvre requiert cependant de l’hydrogène « vert ». Plus globalement, la généralisation de l’électricité bas-carbone et de l’hydrogène vert, appuyée par la mise au point de nouveaux catalyseurs performants permettrait de découpler la production de chaleur et la chimie du carbone, en dissociant les fonctions énergétiques des fonctions moléculaires dans la conception des procédés industriels. L’électrification s’accompagnerait alors d’une amélioration importante de l’efficacité énergétique de l’industrie, d’une modularisation des procédés, d’une réduction des pertes thermiques et d’une meilleure intégration entre filières. À terme, la dissociation essentielle du couple « chaleur-molécule » pourrait transformer en profondeur l’industrie lourde.

Pour réussir cette transformation énergétique, les industries doivent donc pouvoir bénéficier sur le long terme d’un approvisionnement électrique abondant et à coût maîtrisé.

Les trajectoires technologiques contrastées des mix énergétiques européens

L’Union européenne fixe un cadre ambitieux de réduction de 55 % des émissions de gaz à effet de serre en 2030 et de neutralité carbone en 2050, qui oriente les stratégies nationales vers un déploiement massif des énergies renouvelables. La plupart des États membres ont fortement accru leurs capacités solaires et éoliennes et l’« électricité verte » a représenté 54 % de la production totale au premier semestre 2025.

Dans certains pays, comme le Danemark, l’Allemagne, l’Espagne, la Lituanie ou les Pays-Bas, plus de 40 % de l’électricité est issue de sources intermittentes. L’étude de ces pays montre que l’intégration massive d’énergies renouvelables est possible, qu’elle peut reposer sur des choix diversifiés, mais qu’elle n’est pas sans contraintes. Elle nécessite d’adapter les réseaux, par exemple en Allemagne pour réduire l’asymétrie Nord-Sud ; elle oblige à des investissements de flexibilité substantiels, dont l’impact sur le coût final de l’énergie délivrée au client peut être important ; elle continue parfois de reposer sur le recours aux énergies fossiles pour assurer la stabilité de l’offre ; elle expose à des prix négatifs de l’électricité ou à des coûts d’effacement qui peuvent avoir un impact sur les finances publiques ou celles des opérateurs ; elle nécessite une planification rigoureuse, qui réserve une place aux interconnexions, lesquelles deviennent une sorte d’« assureur » final de l’approvisionnement électrique. Enfin, l’acceptabilité des installations d’énergie éolienne et solaire n’est pas toujours durablement acquise.

D’autres pays, comme la Suède, la Norvège et la France s’appuient sur des mix pilotables bas carbone bien dotés en machines synchrones, offrant stabilité, inertie et prix relativement compétitifs. La sécurité d’approvisionnement y est élevée. L’enjeu est ici double : il faut maintenir et moderniser un parc hydraulique ou nucléaire parfois ancien, en améliorant son niveau de sûreté ; il faut également engager les importants investissements destinés à approfondir la décarbonation de l’économie et l’électrification des usages. Pour les installations d’envergure (centrale nucléaire, STEP ou barrage), le coût de l’investissement initial est un frein ; pour les installations éoliennes ou solaires, le facteur à prendre en compte est plus celui des infrastructures « annexes » ayant vocation à préserver la stabilité du réseau et l’équilibre offre-demande, comme dans le groupe de pays précédent.

Avant-propos

Le 26 mars 2025, la commission des Affaires économiques de l’Assemblée nationale a saisi l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) d’une étude sur « les impacts technologiques de l’évolution de notre mix énergétique, afin notamment d’analyser les conséquences qu’elle aura sur notre outil industriel et les réseaux. » L’Office a confié cette étude à M. Joël Bruneau, député, et M. Patrick Chaize, sénateur, le 28 avril 2025.

Les rapporteurs ont suivi une démarche d’investigation conforme aux pratiques habituelles de l’Office, en procédant à une large consultation des parties prenantes : chercheurs, universitaires, associations, acteurs institutionnels et industriels.

*

L’évolution rapide du mix énergétique de la France, motivée par la lutte contre le changement climatique, est un phénomène technique, économique et social majeur de ce début de siècle. La montée en puissance des énergies renouvelables, la réaffirmation d’une stratégie nationale en matière nucléaire, l’électrification croissante des usages et la numérisation des systèmes énergétiques transforment en profondeur l’organisation et le fonctionnement des infrastructures.

Pour accompagner ces mutations, la France dispose d’atouts considérables : un système électrique historiquement décarboné, des filières industrielles d’excellence et une expertise reconnue dans plusieurs domaines clés, du nucléaire au stockage électrochimique, en passant par les réseaux intelligents.

Mais ces atouts ne peuvent masquer l’ampleur des défis qui s’accumulent. L’adaptation des réseaux électriques de transport et de distribution, la refonte du réseau gazier, la revitalisation de la filière nucléaire, le renforcement de la résilience des infrastructures critiques, la sécurisation des approvisionnements en matériaux stratégiques et la montée en puissance de nouvelles filières devront être menés de front, dans un contexte marqué par des tensions géopolitiques accrues et par une compétition internationale intense.

L’évolution du mix énergétique ne se traduit pas seulement par le remplacement des énergies fossiles par des sources d’énergie décarbonées : elle affecte le fonctionnement de l’ensemble de l’économie, la compétitivité des entreprises, la sécurité des approvisionnements et la continuité des services essentiels. Elle impose également une réflexion renouvelée sur la place de l’industrie sur le territoire national, sur les compétences à renforcer et sur les investissements nécessaires pour accompagner les transitions en cours.

C’est pour éclairer ces enjeux que l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques a engagé le présent travail. Il vise à analyser, de manière objective et documentée, les impacts technologiques de la transition énergétique sur les infrastructures, les réseaux, les filières industrielles et l’ensemble des secteurs dépendants du système énergétique. Il propose également des recommandations destinées à assurer, dans la durée, la résilience, la souveraineté et la compétitivité de notre modèle énergétique.

I. Des fondations historiques aux effets structurants du mix énergétique français

A. Des Trente Glorieuses à la transition : genèse et mutations du mix national

1. La construction d’un bouquet énergétique cohérent

a. L’électricité, vecteur central de la modernisation industrielle

L’énergie se manifeste sous de multiples formes dans la nature et dans les activités humaines. Cependant, ce n’est qu’au XIXe siècle, avec la révolution industrielle, que se développent des procédés efficaces pour l’exploiter à grande échelle.

C’est également à cette époque qu’apparaît un nouveau moyen de transport de l’énergie, ou vecteur énergétique : l’électricité. Son essor est rendu possible par les travaux de plusieurs scientifiques majeurs, parmi lesquels Volta, Ampère, Ohm, Faraday ou Joule, qui ont permis, en à peine un siècle, de progresser considérablement dans la compréhension des phénomènes électriques.

À partir des années 1880, la France voit l’avènement des premières centrales hydroélectriques, qui utilisent le travail de l’eau pour produire de l’électricité. Les machines à vapeur, déjà utilisées dans l’industrie, sont associées à des générateurs électriques pour produire de l’électricité à partir de la chaleur (c’est ce qu’on appelle la production thermique).

Aux côtés d’autres formes d’énergie qui continuent à jouer un rôle majeur dans les transports, comme le charbon pour la locomotive à vapeur ou le pétrole pour la voiture à moteur à explosion, les centrales électriques contribuent de façon significative à l’aménagement du territoire français jusqu’à la Seconde Guerre mondiale. Une répartition assez nette se dessine alors : au Sud, dans les massifs montagneux et le long des grands fleuves, dominent les barrages hydroélectriques, tandis que le Nord de la France, doté de ressources en charbon, s’équipe surtout de centrales thermiques. Cette organisation territoriale reste d’ailleurs encore en partie visible aujourd’hui.

Dès la fin de la Seconde Guerre mondiale, la priorité est donnée à la lutte contre la pénurie énergétique. La France entre alors dans les « Trente Glorieuses », période marquée par une forte croissance économique. Pour accompagner cette dynamique, l’État engage d’importants investissements dans le secteur énergétique, en s’appuyant sur les réseaux existants.

Le Plan Monnet pour la période 1947-1950[1], premier « Plan de modernisation et d’équipement », donne la priorité à l’énergie hydraulique, encore largement dominante dans la production électrique nationale. Cette énergie s’appuie sur un réseau de transport d’électricité plus développé que celui du thermique, qui se trouve cantonné dans les régions du Sud à un rôle de « régulation et de secours »[2].

Cependant, c’est la production thermique à flamme qui permet de rétablir, en 1954, l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité. En effet, l’expansion du parc hydraulique est freinée par les contraintes environnementales et des conditions climatiques défavorables limitent la production du parc existant. Surtout, les investissements nécessaires au développement de l’hydroélectricité s’avèrent trop coûteux pour concurrencer les centrales thermiques[3], notamment après la création de la Communauté économique du charbon et de l’acier (CECA) en 1952, puis la baisse des cours du pétrole entre 1958 et 1973.

En 1951, un changement d’approche est entériné avec la publication de la « note bleue », qui remplace les objectifs qualitatifs du plan Monnet par des critères strictement économiques. Désormais, les projets hydrauliques sont comparés à une centrale thermique au charbon standard, ce qui désavantage fortement l’hydroélectricité.

Les avancées technologiques dans le domaine thermique accentuent encore cette tendance, en abaissant les coûts de production de référence, au point qu’en 1962 la production thermique dépasse définitivement la production hydroélectrique : alors qu’en 1960, 56 % de l’électricité produite en France est d’origine hydraulique, en 1965 le thermique à flamme réalise à lui seul 55 % de la production.

Il convient toutefois de noter que la production hydroélectrique continue à croître régulièrement jusqu’aux années 1990. Mais cette croissance ne suit pas le rythme de l’augmentation globale de la production d’électricité[4], dont l’évolution historique est présentée ci-dessous (figure 1). Le nombre de projets hydrauliques jugés rentables diminue relativement aux alternatives fossiles, ce qui conduit à un désengagement progressif de la France du développement de nouvelles capacités hydrauliques.

Figure 1. Répartition par source de la production brute d’électricité en France[5].

b. Le rôle déterminant des énergies fossiles dans la croissance d’après-guerre

L’augmentation significative de la production électrique d’origine thermique au cours de la période bénéfice dans un premier temps au charbon. La production nationale atteint son point culminant en 1958, avec 60 millions de tonnes extraites. Par la suite, cette production décline continûment, au point d’être divisée par trois en l’espace de vingt ans.

Pour compenser cette baisse, la France accroît ses importations, qui dépassent la production nationale à partir de 1978. À cette date, 54,3 % de la consommation totale de charbon est destinée à la production d’électricité, le solde étant utilisé soit comme énergie primaire par combustion directe, soit dans les hauts fourneaux pour la production de fonte et d’acier.

L’analyse des productions et importations d’énergies fossiles primaires ne peut donc s’effectuer qu’à l’échelle du bouquet énergétique global, et non au travers de la seule composante électrique. Dans ce cadre élargi, la part de l’hydroélectricité dans le bilan énergétique national recule de 10,5 % en 1960 à 8,3 % en 1970, puis à 5,7 % en 1973.

Comme l’illustre la figure 2, qui met en parallèle la production et la consommation d’énergie primaire, cette évolution résulte d’une croissance particulièrement soutenue de la consommation d’énergies fossiles importées, supérieure à celle de la production hydraulique.

Figure 2. Production et consommation d’énergie primaire en France[6].

À partir de 1956, les sources d’énergie primaire destinées à la production d’électricité se diversifient. Le charbon est alors concurrencé par plusieurs ressources : le pétrole découvert en France métropolitaine et en Algérie, le fioul lourd importé des pays du Moyen-Orient et le lignite landais, dont débute l’exploitation. À partir de 1960, le gaz naturel, dont la France dispose en abondance, vient s’ajouter à ce bouquet énergétique.

Dans ce contexte, toutes les centrales à charbon mises en service à partir de 1956 sont conçues pour pouvoir brûler également du fioul et du gaz[7]. À la veille du premier choc pétrolier, en 1973, le fioul lourd représente 54 % des combustibles utilisés dans les centrales thermiques à flamme. Parallèlement, la demande en gaz naturel croît très rapidement, au point que la France doit, dès 1972, importer davantage qu’elle ne produit, renforçant ainsi sa dépendance vis-à-vis des pays exportateurs.

Sources : Ministère de la Transition écologique ; Agence Internationale de l’Énergie ; Banque Publique d’Investissement France ; Jacques Percebois, Économie de l’énergie.

2. Une dépendance énergétique devenue insoutenable

a. Diversification des approvisionnements thermiques et sécurisation de l’accès aux ressources

Entre 1958 et 1973, la minimisation des coûts d’approvisionnement en énergie constitue la priorité de la France. Toutefois, à la suite du choc pétrolier, la politique énergétique nationale place désormais au premier plan la sécurité d’approvisionnement. Cette vulnérabilité avait été identifiée dès la Première Guerre mondiale, puis encore en 1956 lors de la crise de Suez, qui a mis en évidence la dépendance structurelle de la France à l’égard des hydrocarbures liquides et gazeux en provenance du Moyen-Orient et de l’Union soviétique.

Confrontée à un double impératif : répondre à des besoins croissants en ressources énergétiques malgré des capacités financières limitées, la France mobilise l’ensemble des leviers dont elle dispose pour renforcer la maîtrise de ses approvisionnements et préserver, autant que possible, la compétitivité de son outil industriel.

La première réponse est une politique d’utilisation rationnelle de l’énergie, soutenue par un ensemble de mesures réglementaires et fiscales ciblant l’industrie, le secteur domestique et les transports. Cette stratégie produit rapidement des effets mesurables : en 1983, la consommation d’énergie primaire atteint 186,4 Mtep (soit environ 2 168 TWh), un niveau équivalent à celui de 1973 (183,1 Mtep, soit environ 2 128 TWh). Cette stabilisation est clairement mise en évidence dans la figure 2.

À plus long terme, la France met en œuvre une politique de diversification de ses approvisionnements en énergies fossiles. Le Gouvernement décide dès 1974 qu’aucun pays tiers ne doit couvrir plus de 15 % des besoins énergétiques nationaux, cet objectif étant atteint en 1982. La diversification repose à la fois sur la multiplication des sources géographiques d’importation et sur une évolution de la nature des combustibles importés : le gaz et le charbon se substituent progressivement, en partie, au pétrole. Cette réorientation implique la conversion au charbon de plusieurs centrales thermiques mixtes brûlant du fioul.

En 1983, la France affiche, aux côtés du Japon, les meilleurs résultats parmi les pays industrialisés en matière de réduction de la dépendance pétrolière globale, parvenant à abaisser ce taux de 48 % par rapport à 1973. Toutefois, cette performance ne s’explique qu’en partie par la substitution des importations. Elle résulte avant tout du déploiement de substituts nationaux, au premier rang desquels figure l’énergie nucléaire.

La dépendance de la France à l’égard des importations énergétiques, pas uniquement pétrolières, demeure pratiquement inchangée au cours de cette période. La réorientation de la politique énergétique, fondée sur la réduction de la consommation de pétrole, n’a pour principal effet que de fragmenter cette dépendance entre plusieurs pays exportateurs, sans en diminuer significativement l’ampleur.

b. Le tournant nucléaire : un choix stratégique structurant

Seule la production d’énergie nucléaire permet d’amélioration de façon significative la souveraineté énergétique de la France. Le développement de l’atome civil débute très tôt, bien avant les évènements de 1974. Dès 1960, le site de Marcoule marque les premiers jalons de ce qui devient, en 1986, la principale composante de la production énergétique nationale.

Dans le sillage du plan Monnet, la politique énergétique française est structurée autour de plans de modernisation et d’équipement, couvrant chacun une période de trois à cinq ans. Pour chacun de ces plans, il est clairement établi que le renforcement des capacités thermiques à flamme engagé depuis la fin de la guerre ne constitue qu’une étape : il s’agit de préparer le relais assuré par le programme nucléaire, appelé à prendre le pas sur les ressources traditionnelles[8].

La transition programmée du thermique à flamme vers le thermique nucléaire est conçue comme un processus progressif. Le sixième Plan (1971-1975) prévoit un déploiement quasi équilibré de nouvelles capacités de production : 1 200 MW par an pour les centrales thermiques à fioul et 1 500 MW par an pour les installations nucléaires, complétées par un socle hydraulique destiné à répondre à la croissance continue de la demande énergétique.

La commande de la centrale de Fessenheim, mise en service en 1978, est passée dès 1970, bien avant la crise pétrolière de 1974. Cette crise marque un tournant majeur dans le développement de l’atome civil en France, accélérant et amplifiant les orientations déjà engagées.

Annoncé le 6 mars 1974[9], le Plan Messmer marque une étape décisive dans la politique énergétique française. Il lance la construction de treize réacteurs nucléaires et prévoit de maintenir cette dynamique à une cadence de 5 500 MW chaque année jusqu’en 1981, soit six à sept réacteurs par an. Ce rythme, défini par EDF et Framatome en 1973, correspond à la mobilisation maximale des capacités industrielles françaises, qui ne peuvent soutenir un effort supérieur.

Pour atteindre cet objectif ambitieux, EDF[10] adopte une stratégie de standardisation, en limitant au strict minimum l’innovation technologique dans la conception des centrales. L’enjeu est d’équiper rapidement le territoire en capacités nucléaires, qui doivent se substituer massivement aux installations thermiques à flamme.

Cet objectif est atteint au terme du septième Plan (1976-1980). Entre 1978 et 1980, quelques investissements complémentaires sont réalisés dans le charbon et le gaz, motivés par des incertitudes sur la fiabilité du parc nucléaire, mais ils ne constituent qu’un dernier sursaut avant la stabilisation des capacités thermiques classiques.

Le choix du nucléaire s’inscrit pleinement dans le contexte énergétique de l’époque. Les ressources nationales sont limitées, en particulier au regard des besoins énergétiques croissants de l’après-guerre. Les ressources pétrolières sont quasi inexistantes, les réserves de gaz s’amenuisent et l’extraction d’un charbon de qualité moyenne se révèle à la fois difficile et coûteuse.

Dans ce contexte, l’uranium apparaît comme une ressource stratégique offrant un potentiel substantiel en matière de souveraineté énergétique. En 1987, le sous-sol français renferme environ 3 % des réserves mondiales exploitables à un coût jugé raisonnable[11]. Durant les années 1970, la France se hisse ainsi au quatrième rang des producteurs d’uranium. La production atteint son pic en 1980, l’industrie uranifère connaissant ensuite un déclin jusqu’à la fermeture de la dernière mine en 2021. Depuis, la France importe l’essentiel de son uranium.

Vingt ans après le premier choc pétrolier, Edmond Alphandéry, alors président du conseil d’administration d’Électricité de France, porte un regard rétrospectif sur la dynamique nucléaire française. En avril 1996, il déclare : « La France ne possède pas d’énergie fossile bon marché, nous l’avons durement ressenti en 1973. Le nucléaire, en complément de l’hydraulique, était donc “notre solution”. […] Nous avons acquis une indépendance énergétique. Préservons-la, car c’est une assurance pour l’avenir. »[12]

La France présente un déficit énergétique structurel, dès lors que l’analyse porte sur l’ensemble de son bouquet énergétique, comme l’illustre clairement la figure 2. Pour autant, la contribution du nucléaire à la production d’électricité permet, dès 1980, de contenir la dépendance française aux importations d’énergie primaire[13], représentée en figure 3, même si cette dépendance ne diminue plus après 1990.

Le pari nucléaire permet ainsi à la France de retrouver, à partir de 1990, un taux d’indépendance énergétique[14] supérieur à 50 %, marquant une rupture durable dans l’équilibre énergétique national.

Figure 3. Taux d’indépendance énergétique de la France[15].

3. Vers une diversification du mix énergétique

a. Le déclin des énergies fossiles dans le mix

À la volonté de renforcer la souveraineté énergétique s’ajoute celle d’engager une transition écologique. Ces deux orientations convergent vers un objectif commun de réduction de la part des énergies fossiles dans le bouquet énergétique national.

En 1979, alors que les plans de production électrique sont sur le point d’être stabilisés, la France se fixe un objectif de mix énergétique reposant sur une tripartition équilibrée[16] : 30 % de pétrole, 30 % de charbon et de gaz, et 30 % de nucléaire, le solde revenant aux énergies renouvelables, en particulier à l’hydroélectricité.

Cet équilibre est atteint aux alentours de l’année 1990 (cf. figure 2), marquant une étape importante dans la mise en œuvre d’une politique énergétique articulant sécurité d’approvisionnement et considérations environnementales.

Une nouvelle répartition des sources de production ne suffit pas par elle-même à garantir une réduction durable de la consommation d’énergies fossiles, qui représentent encore environ 60 % du bouquet énergétique final de la France. La figure 2 met toutefois en évidence un léger repli de la consommation d’énergie primaire depuis 2005. Cette évolution s’explique principalement par une diminution de 24 % de la consommation de pétrole depuis 1990, conformément aux objectifs fixés, ainsi que par une baisse très marquée de la consommation de charbon, dont la part recule de 77 % sur la même période[17].

En revanche, la consommation de gaz naturel suit une tendance inverse, avec une hausse de 19 % entre 1990 et 2023. L’année 2005 illustre de manière particulièrement significative les facteurs de cette progression. Cette année-là, la production thermique à flamme (ou « thermique classique ») représente 11 % de la production nette d’électricité, un niveau équivalent à celui de la production renouvelable hydraulique et éolienne. Parmi les combustibles mobilisés, le gaz connaît une augmentation de 8 %[18].

Cet épisode s’explique par un important déficit d’hydraulicité, qui entraîne un faible remplissage des barrages et provoque une chute de 12,4 % de la production hydraulique, la ramenant à son niveau le plus bas depuis quinze ans. Depuis cette période, la dynamique de consommation du gaz naturel est étroitement corrélée à la couverture des pointes de demande ou à la compensation ponctuelle des déficits de production hydraulique ou nucléaire, à condition que ces déficits restent modérés et temporaires.

b. Le déploiement progressif des « énergies nouvelles »

La politique énergétique des années 2000 s’oriente alors vers le déploiement des « énergies nouvelles », selon la terminologie consacrée durant la seconde moitié du XXe siècle. Bien qu’au regard de l’histoire de l’humanité, le nucléaire puisse être considéré comme une énergie nouvelle, il n’entre pas dans cette catégorie[19], qui recouvre les énergies de flux qualifiées de renouvelables : l’éolien, l’énergie marémotrice, le solaire photovoltaïque et thermique, ainsi que la géothermie.

Ces énergies, pour la plupart connues depuis l’Antiquité, n’apportent toutefois qu’une contribution limitée au bouquet énergétique français, tant primaire que final, jusqu’aux années 2010. La figure 1 illustre la faible part de l’éolien et du solaire dans la production électrique au cours de cette période.

Dès 1978, le géothermicien Jacques Varet, alors en fonctions au Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM), anticipe l’émergence d’un scénario de substitution progressive des énergies fossiles par les énergies nouvelles. Il souligne que « la vitesse à laquelle nous entrerons dans cette ère dépendra des efforts de recherche appliquée consentis et des choix politiques effectués dans les quelques années à venir »[20].

L’historien des énergies Christophe Bouneau, entendu par les rapporteurs, souligne l’expérience scientifique et industrielle acquise dans les centrales solaires des Pyrénées orientales depuis les années 1960 malgré l’abandon prématuré du projet Thémis en 1986. Il insiste sur le fait que « le solaire présente des marges d’innovation considérables, qui ne correspondent pas seulement au photovoltaïque ».

L’année 2005, prise ici comme point de référence du XXIe siècle, est également marquée par d’importantes avancées dans le domaine des énergies renouvelables. Le solaire thermique connaît une forte croissance, avec un doublement des surfaces installées par rapport à l’année précédente, tandis que le déploiement des pompes à chaleur s’accélère de manière significative. L’éolien enregistre également une dynamique remarquable, avec une progression de 61 % de la production d’électricité et un quasi doublement des capacités installées, qui passent de 363 MW fin 2004 à 705 MW fin 2005.

La « coexistence » de différentes sources d’énergie, souvent évoquée dans le débat public, n’apparaît pas clairement dans la production brute d’électricité représentée en figure 1. En revanche, elle se manifeste pleinement dans la répartition des capacités installées par filière, comme l’illustre la figure 4.

Les énergies nouvelles, en particulier l’éolien et le solaire, contribuent ainsi de manière significative à l’augmentation des capacités de production électrique, même si cette augmentation ne se reflète pas pleinement dans la production effective.

Figure 4. Capacités électriques de la France, en termes de puissance installée[21].

B. Les réseaux énergétiques, infrastructures de souveraineté et d’intégration territoriale

1. L’essor de l’électrification nationale : genèse et structuration spatiale

Les réseaux électriques apparaissent à la fin du XIXe siècle, parallèlement au développement de l’hydroélectricité et du thermique à flamme. Outre la connexion des centrales électriques aux centres de consommation industriels et domestiques locaux, ces réseaux épousent dans un premier temps les grandes infrastructures de transport, en particulier les axes ferroviaires.

Christophe Bouneau souligne à cet égard le rôle décisif des compagnies de chemin de fer dans le processus d’électrification du Sud-Ouest et du Massif central. L’extension des réseaux, jusqu’alors concentrés autour des centres de production, dessine progressivement des axes structurants destinés à assurer la complémentarité entre les centrales hydrauliques et thermiques[22] à partir des années 1920, en reliant notamment les Pyrénées au Massif central puis à Paris, les Alpes à Lyon et au Centre, ainsi que les Ardennes au sud des Vosges.

Le réseau lui-même devient un support de planification territoriale, participant à la dynamique d’implantation des centrales thermiques, afin d’optimiser la répartition des moyens de production et de permettre une articulation efficace entre les fonctions de secours et de pointe assurées respectivement par les filières hydraulique et thermique.

Contrairement aux investissements consacrés à la production thermique, ceux dédiés à l’interconnexion des réseaux électriques se poursuivent sans interruption lorsque la crise économique frappe la France à partir de 1931. Cette continuité s’explique par le fait que l’interconnexion permet de réduire les coûts globaux de production en optimisant la répartition des moyens.

Longtemps l’électrification reste un phénomène essentiellement urbain, concentré autour des grands pôles industriels et démographiques, tels que Lyon ou Paris. Ce n’est qu’à partir de1946 que la zone d’attraction parisienne est pleinement connectée au réseau[23]. L’électrification rurale se développe plus tardivement : la desserte des zones isolées, notamment en Bretagne et dans les Landes, ne s’achève que dans les années 1960.

Christophe Bouneau distingue trois grandes phases dans la dynamique d’électrification de la France. La première, de 1880 à 1930, correspond au passage d’une organisation locale à une structuration régionale. La deuxième, entre 1930 et 1950, marque le passage de l’échelle régionale à l’échelle nationale, malgré la persistance de disparités sur le territoire. La troisième s’engage à partir des années 1950 et vise à relier le réseau national aux réseaux des pays voisins.

Dès 1968, la France met en œuvre un programme d’interconnexion dans le cadre de la construction européenne, afin de renforcer l’intégration énergétique continentale. Cette stratégie est facilitée par l’implantation de nombreuses centrales thermiques dans les régions frontalières, situées à proximité des ressources hydrauliques des Alpes et des Pyrénées.

2. La densification du réseau électrique

Pour accompagner l’augmentation de la part de l’électricité dans le bouquet énergétique national, la France engage, au lendemain de la Seconde Guerre mondiale, un renforcement majeur de son réseau électrique, effort ensuite porté par le développement du nucléaire, l’électrification du territoire et la politique d’interconnexion avec les réseaux européens. Ceci se traduit par le déploiement de lignes de transport à très haute tension (400 kV), constituant l’ossature du système électrique national.

La figure 5 illustre l’état du réseau en 1968, au moment du lancement du programme d’interconnexion européen, ainsi qu’en 2000, date depuis laquelle sa configuration évolue relativement peu.

Figure 5. Architecture du réseau 400 kV français en 1968 (gauche) et 2000 (droite)[24].

L’architecture du réseau en 2000 illustre son processus de développement. Si la densification du maillage apparaît évidente, la concentration des nœuds met en évidence l’ossature du système productif français, au sein duquel les centrales nucléaires construites dans le cadre du plan Messmer jouent un rôle structurant, en particulier dans la vallée du Rhône.

Parallèlement, les grands axes historiques pyrénéen, alpin et ardennais demeurent nettement visibles, témoignant du rôle persistant de l’hydroélectricité dans le bouquet électrique national.

3. L’évolution territoriale et fonctionnelle des réseaux gaziers

Le réseau national gazier connaît une histoire radicalement différente de celle de son équivalent électrique, puisqu’il ne se développe qu’un siècle plus tard, à partir de 1946[25]. Bien que l’industrie gazière française remonte au début du XIXe siècle, elle demeure longtemps limitée à des réseaux cloisonnés de distribution de gaz manufacturé, principalement dans les villes moyennes.

La loi de nationalisation du 8 avril 1946, qui place 94 % des sociétés gazières sous contrôle public, marque la naissance de l’entreprise publique Gaz de France (GDF). Celle-ci pose les fondations de son activité de gestion de réseau avec la création de l’artère de l’Est par un accord conclu en juin 1951 pour le transport du gaz lorrain vers la région parisienne.

Cette expérience est suivie, en 1958, par la mise en place d’un deuxième grand réseau alimenté par le gisement de gaz naturel de Lacq, situé dans les Pyrénées-Atlantiques. Dès 1960, les régions lyonnaise, nantaise et parisienne sont ainsi desservies, et leurs installations converties au gaz naturel.

Ces aménagements contribuent à une modernisation rapide de la distribution, propulsant Gaz de France au premier rang des entreprises publiques françaises sur le plan du dynamisme économique[26].

L’architecture du réseau gazier présente néanmoins une similitude avec celle du réseau électrique, en ce qu’elle se développe depuis les périphéries vers le centre du territoire, et notamment vers la région parisienne. Les points d’entrée du gaz importé, qu’il s’agisse des arrivées terrestres du Nord et de l’Est ou des terminaux méthaniers du Sud et de l’Ouest, ont structuré le tracé du réseau national de transport, tel qu’illustré dans la figure 6.

En l’espace d’une quarantaine d’années, de 1946 à 1992, la longueur du réseau de transport français de gaz naturel est multipliée par dix, témoignant d’un déploiement rapide et soutenu. L’emprise territoriale du réseau gazier ne cesse ainsi de s’étendre, tout en s’adaptant aux exigences du marché international grâce à son intégration progressive au système européen de gazoducs, ouvrant l’accès au gaz soviétique puis russe[27].

Figure 6. Architecture du réseau gazier français au 31 décembre 2023[28].

C. L’électrification des usages, une révolution silencieuse des pratiques industrielles et domestiques

1. L’ancrage territorial des industries électro-intensives

La trajectoire des industries électro-intensives s’inscrit étroitement dans l’histoire du développement de la production d’électricité[29]. Leur implantation ne résulte pas d’une logique spontanée d’agglomération industrielle ou de spécialisation territoriale, mais d’un arbitrage énergétique fondamental : dès les premières décennies du XXe siècle, l’accès à une source d’électricité abondante, stable et bon marché justifie l’éloignement des sites de production par rapport aux zones d’extraction de matières premières et aux grands bassins de consommation.

À une époque où les pertes en ligne et les coûts de transport de l’électricité sont difficiles à maîtriser, la proximité immédiate des centrales de production procure un avantage compétitif important. Ainsi, les premiers établissements industriels électro-intensifs, en particulier dans les secteurs de la métallurgie (aluminium, ferroalliages), de la chimie lourde (chlore, soude, électrolyse), du papier-carton ou du silicium, s’implantent dans les vallées alpines, pyrénéennes ou vosgiennes, à proximité directe des gisements d’hydroélectricité[30].

Cette stratégie, que l’on peut qualifier de « centripète énergétique », rompt avec la logique classique de concentration métropolitaine des activités productives. Elle inaugure un ancrage territorial fondé sur la disponibilité énergétique locale, dont les effets perdurent encore aujourd’hui : la cartographie contemporaine des grands sites industriels à forte intensité électrique en demeure en grande partie héritée.

La centralité de cette électricité de proximité dépasse d’ailleurs sa seule dimension économique. Elle est également un facteur d’autonomie opérationnelle fondée sur la continuité de l’approvisionnement, condition essentielle pour des procédés sensibles à toute interruption. À une époque où les réseaux électriques ne sont ni maillés ni interconnectés à l’échelle nationale et où la sécurité d’approvisionnement reste incertaine, les industries électro-intensives choisissent de s’implanter au sein de bassins de production stables, peu exposés aux aléas d’un réseau encore en construction.

Cette configuration n’est pas restée figée. L’extension du réseau interconnecté à partir des années 1950, puis le renforcement de sa stabilité avec le programme électronucléaire, ont profondément modifié les équilibres initiaux. Pour autant, les implantations industrielles historiques ne disparaissent pas. Elles conservent, au contraire, un double avantage stratégique : d’une part, leur proximité héritée avec les centrales hydrauliques leur assure un accès privilégié à une électricité locale et compétitive ; d’autre part, leur connexion renforcée au réseau principal facilite l’optimisation de la distribution et la maîtrise des coûts d’acheminement, consolidant ainsi leur attractivité économique.

Par ailleurs, la notion d’« industrie électro-intensive » connaît une évolution significative. Aux secteurs manufacturiers historiques des années 1960 s’ajoutent désormais de nouveaux profils industriels dont la demande énergétique, bien que parfois moins massive, se caractérise par une forte continuité. Les centres de données illustrent particulièrement cette mutation : ils représentent une part croissante de la consommation électrique localisée, tout en imposant des exigences élevées en matière de stabilité et de sécurité d’alimentation[31].

Ces formes émergentes d’intensité électrique appellent une vigilance accrue quant à leurs besoins énergétiques futurs, étroitement dépendants de leur vitesse de déploiement et de leur intégration dans le système électrique national.

2. La diffusion de l’électricité au cœur des usages productifs

Le développement de l’électricité comme vecteur d’énergie s’accompagne d’un processus d’électrification des usages dans l’ensemble des secteurs économiques. Dans le domaine industriel, cette transition dépasse la simple substitution d’un combustible par un autre : elle transforme en profondeur la nature même des procédés de production. L’électricité ne sert plus uniquement à alimenter les machines, mais permet également l’automatisation des chaînes de fabrication, la diversification des procédés thermiques et une maîtrise accrue des conditions de production.

Dès les années 1960, les branches industrielles non sidérurgiques telles que le papier, le verre, la chimie et l’agroalimentaire engagent une conversion progressive à l’électricité, comme l’illustre la figure 7. Ce mouvement, loin de relever d’un simple engouement technologique, répond à des considérations structurelles solides. D’une part, l’électricité s’intègre plus aisément aux dispositifs automatisés, facilitant ainsi la modernisation du capital productif ; d’autre part, elle est plus facilement contrôlable, en température comme en puissance, ce qui la rend compatible avec des procédés à haute valeur ajoutée.

Les évolutions observées au cours de la décennie suivante confirment cette orientation, consolidant l’électricité comme levier central de compétitivité et d’innovation industrielle.