QUI POUR FAIRE QUOI: Chapitre 3 — Avec quelle énergie

 Chapitre 3 — Produire quoi, avec quelle énergie ?

1. Une contrainte que la monnaie ne crée pas

En 2022, le responsable d'un petit atelier de menuiserie de la région lyonnaise voit sa facture d'électricité doubler en quelques mois. Il avait entendu parler, comme tout le monde, de création monétaire, de taux d'intérêt, de plans de soutien — sans jamais en percevoir les effets directs sur son activité. Mais lorsque le prix du kilowattheure s'envole, tout change : ses marges se contractent, ses fournisseurs augmentent leurs tarifs, ses clients repoussent leurs commandes. Il doit revoir ses prix, renégocier ses contrats, reporter des investissements. Pour lui, l'inflation cesse d'être un indicateur abstrait : c'est une limite matérielle qui s'impose à chaque décision.

Cette expérience, vécue par des dizaines de milliers d'entreprises françaises la même année, illustre une asymétrie que ce chapitre voudrait poser d'emblée. La monnaie et les créances peuvent, dans certaines circonstances, naître d'une simple écriture comptable. Mais, comme le chapitre précédent l'a montré avec les rennes de notre tribu, cette écriture ne crée aucune ressource réelle. L'énergie, comme la battue de rennes, relève d'un tout autre registre que la monnaie : elle obéit à des lois physiques strictes et incompressibles. On ne produit pas de pétrole, de gaz ou d'électricité supplémentaires par une décision de politique monétaire.

Cette distinction entre le « réel » et le « financier » n'est pas un simple détail technique : c'est une contrainte économique au sens précis posé au chapitre 1, qui se démontre et se vérifie. Ce n'est pas un choix politique qu'on pourrait arbitrer différemment. Tant que l'énergie reste abondante et relativement bon marché, sa contrainte peut rester presque invisible dans les raisonnements économiques et financiers. Lorsqu'elle se raréfie ou renchérit brutalement, elle réapparaît dans les coûts de production, les marges, les prix et finalement les revenus réels. La monnaie peut répartir ou différer les conséquences financières du choc ; elle ne peut supprimer le choc physique lui-même. C'est ce qui s'est produit, avec une brutalité inhabituelle, en 2022.

2. Ce que le nucléaire donne à la France — et ce qu'il ne garantit pas

La France dispose, sur ce terrain, d'un atout que peu de grandes économies développées peuvent revendiquer : un parc nucléaire qui a fourni 68,1 % de sa production électrique en 2025, soit 373 TWh, en hausse de 3 % sur un an. Cet atout a un effet mesurable sur l'indépendance énergétique du pays, longtemps fragilisée par les arrêts de réacteurs de 2022 — le taux d'indépendance énergétique français, tombé à 50,6 % cette année-là contre 55,2 % en 2015, est remonté à 62,7 % en 2025, son niveau le plus élevé depuis 1970, porté par la remontée de la disponibilité du parc nucléaire et l'essor du photovoltaïque.

Il faut se garder, cependant, de transformer ce chiffre en promesse d'autosuffisance. La totalité du combustible nucléaire consommé par les centrales françaises reste importée — uranium extrait, enrichi et transformé hors de nos frontières. L'indépendance mesurée par les statistiques officielles porte sur la production d'énergie primaire, pas sur la maîtrise de bout en bout de la chaîne qui l'alimente. C'est un test de cohérence que ce livre a déjà appliqué ailleurs : un chiffre qui rassure globalement peut dissimuler une dépendance plus étroite, mais bien réelle, sur un maillon particulier de la chaîne.

Le même besoin de nuance vaut pour la traduction de cet atout en prix effectif pour les entreprises. On entend souvent affirmer que l'électricité française serait, grâce au nucléaire, durablement moins chère que l'électricité allemande. La réalité, en 2024, est plus disputée : le prix moyen payé par l'industrie française s'établissait autour de 172 €/MWh, contre environ 168 €/MWh pour une entreprise allemande sans dispositif d'allègement — un écart minime — mais autour de 105 €/MWh seulement pour les entreprises allemandes bénéficiant des mesures de soutien mises en place par Berlin. Le nucléaire donne à la France un avantage de coût de production réel, documenté à l'échelle du parc ; il ne se traduit pas mécaniquement en avantage de prix pour l'industrie, dès lors que la fiscalité, les taxes de réseau et les dispositifs de soutien d'un pays à l'autre pèsent, in fine, au moins autant que le coût de production lui-même.

C'est précisément pour combler cet écart entre coût réel et prix payé que le mécanisme de l'ARENH, qui obligeait EDF à céder une partie de sa production nucléaire à prix régulé aux fournisseurs alternatifs, a été remplacé, à son expiration au 31 décembre 2025, par le Versement nucléaire universel. Le principe est différent : lorsque les revenus tirés par EDF de son parc historique dépassent un seuil fixé par l'État — 78 €/MWh pour le déclenchement, 110 €/MWH pour le taux maximal de reversement —, une part de ce surplus est reversée à l'ensemble des consommateurs, particuliers comme entreprises, sous forme de baisse de facture. C'est un exemple concret du test de cohérence posé au chapitre 1 : la règle nomme explicitement qui capte la rente nucléaire lorsqu'elle existe, et comment elle est redistribuée — une transparence que l'ancien système, plus opaque dans ses effets, n'offrait pas au même degré.

3. 2022, ou le choc qui a tout révélé

Les grands chocs énergétiques — 1973, 1979, puis 2022 à la suite de l'invasion de l'Ukraine — suivent tous la même séquence : une hausse brutale des prix de l'énergie qui dégrade les termes de l'échange des pays importateurs, alourdit leur facture extérieure, et se transmet, de proche en proche, à l'ensemble de la chaîne productive puis aux prix à la consommation. Un choc énergétique n'est jamais une simple variation de prix : c'est un transfert massif de pouvoir d'achat, des pays importateurs vers les pays exportateurs, et à l'intérieur de chaque pays, des ménages les plus modestes — pour qui le chauffage, le carburant et l'alimentation ne sont pas des dépenses qu'on peut différer — vers ceux dont le budget absorbe plus aisément la hausse.

La France a payé cette séquence au prix fort. En 2022, l'envolée des prix du gaz et de l'électricité a nourri une inflation record et contraint l'État à déployer des boucliers tarifaires massifs. Ces boucliers ont transféré une part importante du choc vers les finances publiques. En l'absence d'une hausse correspondante des recettes ou d'une réduction d'autres dépenses, ce transfert accroît le déficit et, finalement, la dette publique.

Ce processus illustre une fois de plus ce que ce livre répète depuis son premier chapitre : baisser un coût sans le faire disparaître ne fait que le déplacer, ici vers l'emprunt public. La facture énergétique du pays a ensuite entamé une décrue notable : 57,8 milliards d'euros en 2024, puis 45,8 milliards en 2025, une baisse de 21 % en un an, portée à la fois par des prix internationaux plus bas et par le redressement de la production nucléaire nationale. C'est un point qui mérite d'être souligné : cette fois, la baisse ne tient pas seulement à un répit financier ou à un artifice comptable, mais, pour une part réelle, au retour d'une production physique plus abondante — exactement la distinction que ce chapitre s'efforce de maintenir entre ce qui se règle par de la monnaie et ce qui se règle par de l'énergie effectivement produite.

Pour les ménages, cette mécanique se lit directement dans la structure de leur budget. L'énergie, le logement, l'alimentation et le transport représentent aujourd'hui entre 27 % et 31 % des dépenses totales des Français, une part en progression nette depuis le début des années 2000 — et ce sont, presque par définition, les dépenses les plus difficiles à réduire à court terme. On peut différer l'achat d'un bien durable ; on ne peut pas cesser de se chauffer ou de se déplacer pour aller travailler. C'est pourquoi un choc énergétique tend à peser proportionnellement davantage sur les ménages modestes, pour lesquels ces dépenses contraintes représentent une part plus élevée du budget, quand bien même son origine — un prix mondial, une guerre, une pénurie — n'a rien de spécifiquement français.

Une dimension internationale mérite d'être signalée ici, sans être développée davantage : une large part du commerce mondial de l'énergie continue de se régler en dollars, ce qui ajoute, pour un importateur net comme la France, une exposition aux variations du taux de change à celle des prix eux-mêmes. Cette question rejoint directement celle des déséquilibres entre nations et de la place du dollar dans le système monétaire international, traitée plus loin dans cet ouvrage ; elle n'est mentionnée ici que pour rappeler qu'un choc énergétique n'est jamais purement domestique.

4. Qui décide du mix énergétique, à quel étage ?

La question de l'énergie offre, mieux que beaucoup d'autres, un cas où la répartition verticale posée au chapitre 1 est déjà écrite noir sur blanc dans le droit positif, plutôt que laissée à l'appréciation de chacun. Le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne dispose, en son article 194, que la politique énergétique commune « n'affecte pas le droit d'un État membre de déterminer les conditions d'exploitation de ses ressources énergétiques, son choix entre différentes sources d'énergie et la structure générale de son approvisionnement énergétique ». Le choix du mix — nucléaire, renouvelable, gaz — reste donc, par construction, une compétence nationale : c'est un exemple assez rare d'une frontière de subsidiarité fixée explicitement par le traité, plutôt que débattue à chaque dossier.

L'Union européenne n'est pourtant pas absente du dossier énergétique — elle intervient là où les effets débordent structurellement les frontières nationales, exactement comme le veut le principe posé au chapitre 1 : le marché intérieur de l'électricité et du gaz, les interconnexions transfrontalières de réseau, les objectifs climatiques communs, le contrôle des aides d'État — ce qui explique, du reste, pourquoi le Versement nucléaire universel a dû être conçu en conformité avec les règles européennes de concurrence plutôt que décidé unilatéralement par Paris. La frontière est donc précise : la trajectoire climatique et les règles du marché intérieur relèvent de l'échelon européen ; le choix des sources d'énergie reste, lui, entre les mains de chaque État.

La collectivité locale, enfin, intervient à un troisième étage, sur un registre différent : non pas le choix du mix national, mais l'implantation concrète des installations sur son territoire. La loi relative à l'accélération de la production d'énergies renouvelables, votée en 2023, a ainsi confié aux communes le soin de désigner, sur leur propre territoire, des zones d'accélération pour les énergies renouvelables — une tentative explicite de rapprocher la décision du terrain, conformément à l'esprit de la subsidiarité.

Le bilan, deux ans plus tard, illustre pourtant assez précisément le piège que ce livre a nommé, dès le chapitre 1, l'empilement. Moins de 10 % des communes avaient transmis leurs propositions à l'échéance initiale de fin 2023 ; un tiers seulement l'avait fait début 2024. Le portail cartographique censé les guider s'est révélé peu intuitif et incomplet ; la programmation pluriannuelle de l'énergie, à laquelle ces zones étaient censées se conformer, n'était elle-même pas encore publiée ; les petites communes, enfin, ne disposaient tout simplement pas de l'ingénierie technique nécessaire pour instruire ce type de dossier. Résultat : les zones proposées ont massivement privilégié le photovoltaïque en toiture, peu conflictuel — environ 70 % des surfaces désignées —, quand l'éolien, pourtant souvent mieux placé sur le plan du seul potentiel énergétique, en représentait moins de 2 %. Les communes ont choisi, très rationnellement, le moindre conflit local plutôt que l'optimum énergétique national — ce qui n'a rien d'une erreur de leur part, mais tout d'un dispositif qui leur a transféré une responsabilité sans lui adjoindre, dans les mêmes proportions, les moyens et l'accompagnement qu'elle exigeait.

Décentraliser les responsabilités sans accepter de décentraliser réellement la décision conduit moins à la subsidiarité qu'à l'empilement — la formule du chapitre 1 trouve ici une illustration presque expérimentale : la loi a bien choisi le bon étage sur le papier, mais sans lui donner, au même étage, les outils qui auraient permis d'en faire réellement usage.

5. Rendre le coût explicite : le prix du carbone comme test de cohérence

La combustion d'énergies fossiles produit une conséquence qui, pendant longtemps, n'a été payée par personne en particulier : le réchauffement climatique est un coût que le marché, livré à lui-même, ne fait porter à aucun acteur identifiable — c'est très exactement le type de conséquence que le test de cohérence du chapitre 1 demande de nommer explicitement plutôt que de laisser dans l'angle mort. Le marché européen du carbone, ou SEQE-UE, a été conçu pour répondre précisément à cette lacune : il fixe un nombre plafonné de quotas d'émission, alloués ou vendus aux secteurs les plus émetteurs, dont le prix s'établit ensuite par confrontation de l'offre et de la demande. Ce prix a atteint un sommet historique proche de 93 €/tonne de CO2 en janvier 2026, avant de refluer sous la pression politique de plusieurs États membres, pour se stabiliser autour de 80 €/tonne au cours de l'été.

Qui porte ce coût ? En théorie, l'émetteur — l'industriel qui doit acheter un quota pour chaque tonne rejetée. En pratique, une part significative de ce coût se répercute sur le prix final payé par le consommateur, exactement comme n'importe quelle autre charge de production. Quelles conséquences ailleurs, enfin ? Le risque le plus documenté est celui de la fuite carbone : une entreprise soumise à un prix du carbone en Europe peut être tentée de délocaliser sa production vers un pays qui n'impose aucune contrainte comparable, ce qui déplace l'émission sans la réduire, et pénalise au passage l'industrie qui reste sur place. C'est un cas d'école de ce que ce livre appelle une conséquence externalisée plutôt qu'assumée.

La réponse apportée par l'Union européenne à cette objection mérite d'être relevée, car elle illustre, cette fois de façon positive, le principe même du test de cohérence : plutôt que d'ignorer la fuite carbone ou de renoncer au prix du carbone pour l'éviter, le mécanisme d'ajustement carbone aux frontières impose désormais aux importateurs de produits parmi les plus intensifs en émissions — acier, aluminium, ciment, engrais, électricité — d'acquitter un coût carbone équivalent à celui que paierait un producteur européen. Une période transitoire, de 2023 à 2025, n'imposait qu'une simple déclaration des émissions ; le paiement effectif entre en vigueur à partir de 2026. C'est, en somme, la fiscalité carbone qui rattrape la conséquence qu'elle avait d'abord laissée filer à l'étranger — une correction qui ne préjuge en rien de l'ampleur souhaitable de la contrainte climatique elle-même, question de choix politique s'il en est, mais qui montre qu'une conséquence, une fois identifiée, peut être explicitement corrigée plutôt que simplement déplorée.

6. Ce qu'on peut attendre de l'État — et ce qu'on ne peut pas lui demander

Appliquons, une dernière fois dans ce chapitre, la grille posée au chapitre 1. L'énergie n'est pas, au sens économique strict, un bien public. Sa production peut être assurée par des entreprises publiques ou privées et son prix peut être déterminé, au moins en partie, par le marché. La sécurité d'approvisionnement énergétique relève en revanche d'une responsabilité stratégique nationale : choix de long terme du mix, résilience des réseaux, diversification des approvisionnements, capacité à faire face à une rupture majeure. L'État n'a pas nécessairement vocation à produire lui-même toute l'énergie consommée. Mais il lui revient de s'assurer que le système dans son ensemble permet au pays d'en disposer dans des conditions compatibles avec ses choix économiques et politiques.

Il serait tout aussi erroné d'attendre de l'État qu'il absorbe indéfiniment, par la dette ou par la subvention généralisée, la totalité d'un choc de prix international. Le bouclier tarifaire de 2022 était une réponse politique légitime à un choc exceptionnel — à condition d'être présenté comme tel, financé explicitement, et borné dans le temps, plutôt que de devenir un réflexe permanent qui dispenserait les acteurs économiques de s'adapter à un signal-prix devenu durablement plus élevé. C'est le même principe, déjà posé au chapitre 2 à propos du risque d'investissement, qui s'applique ici : protéger un instant contre un choc brutal n'est pas la même chose que déconnecter durablement le prix payé du coût réel.

L'entreprise, de son côté, conserve une responsabilité propre que ce livre s'est refusé, depuis le premier chapitre, à lui retirer : investir dans son efficacité énergétique, diversifier ses sources d'approvisionnement quand elle le peut, intégrer dans ses propres calculs de rentabilité un prix de l'énergie qui restera, structurellement, plus volatil qu'il ne l'a été pendant les décennies d'énergie abondante et bon marché. Attendre de l'État qu'il neutralise indéfiniment cette volatilité reviendrait à retirer à l'entreprise le signal même qui la pousse à s'adapter — exactement le même aléa moral que celui déjà identifié à propos du financement de l'investissement.

Ce chapitre s'achève donc sur une distinction qu'il faut se garder de brouiller. Que l'énergie soit une contrainte physique incompressible, qu'un choc énergétique se transmette aux prix et pèse plus lourdement sur les ménages modestes, que la France dispose, avec son parc nucléaire, d'un atout énergétique majeur : voilà des constats que les données permettent largement d'étayer. Le choix du mix énergétique pour les décennies à venir, le rythme de la transition, l'ampleur de la solidarité tarifaire envers les ménages les plus exposés relèvent en revanche de choix politiques, même si de nombreux experts du domaine restent dubitatifs sur la part qu'il faudrait accorder aux énergies intermittentes, photovoltaïques ou éoliennes. Ces choix engagent des priorités et des arbitrages entre objectifs concurrents. Ils doivent être présentés comme tels, et non comme la simple conséquence de nécessités techniques qui peuvent elles-mêmes évoluer. Production et énergie posées, il reste à voir ce que cette même exigence donne sur des terrains où la responsabilité, plutôt que de revenir clairement à un seul acteur, se trouve partagée entre plusieurs étages à la fois — à commencer par la santé et l'éducation.

Le lecteur intéressé pourra se référer à: QUI POUR FAIRE QUOI  dont est extrait ce billet.
Ce chapitre de l'essai "QUI POUR FAIRE QUOI" revient sur les erreurs du "plan" énergétique de la France depuis 15 ans. Au delà de ses erreurs, ce "plan" n'a pas vraiment existait, et les décisions prises ont plus été la conséquence de décisions idéologiques ou électorales que de décisions économiques ou industrielles.