Revenons aux bases : état des lieux de l’énergie et de l’électricité

L’énergie est ce qui permet à une société de se chauffer, de s’éclairer, de produire et de se déplacer. Depuis le premier feu de bois jusqu’aux fermes solaires de plusieurs gigawatts, l’humanité n’a cessé d’inventer de nouvelles façons de capter et de transformer l’énergie disponible autour d’elle. Chaque source a son histoire, sa puissance, ses atouts et ses limites. 

Cet article passe en revue les grandes familles d’énergie, explique comment elles fonctionnent, ce qu’elles coûtent, ce qu’elles émettent, et quels pays s’appuient sur chacune. Il aborde ensuite les coûts, le stockage, les réseaux, la comptabilité du carbone, le lien entre énergie et développement, puis dresse une vue d’ensemble du mix mondial actuel.

Un rappel utile : puissance, énergie et unités

Deux notions se confondent souvent. La puissance est un débit, elle se mesure en watts. L’énergie est une quantité produite ou consommée dans le temps, elle se mesure en wattheures. Une centrale de 1 000 mégawatts qui fonctionne une heure produit 1 000 mégawattheures. Les ordres de grandeur montent vite. Mille watts font un kilowatt, un million font un mégawatt, un milliard font un gigawatt, mille milliards font un térawatt. À l’échelle d’un pays, on raisonne en térawattheures. La France a produit environ 536 térawattheures d’électricité en 2024.

Une deuxième distinction est essentielle et souvent oubliée. L’électricité n’est qu’une partie de l’énergie consommée. À l’échelle mondiale, elle ne représente encore qu’environ un cinquième de la consommation finale d’énergie. Le reste sert surtout à produire de la chaleur et à faire rouler, voler et naviguer les transports, deux domaines largement dépendants des combustibles fossiles. La chaleur pèse à elle seule près de la moitié de la consommation finale mondiale. Autrement dit, décarboner l’électricité ne résout qu’une fraction du problème. C’est pourquoi la plupart des chiffres de cet article concernent la production d’électricité, sauf mention contraire, tandis que la transition énergétique se joue aussi ailleurs.

Un repère pour finir. En 2024, le charbon restait la première source d’électricité de la planète avec 35 % de la production, suivi par le gaz naturel au delà de 20 %. Pour la première fois depuis les années 1940, les sources bas carbone ont couvert plus de 40 % de la production mondiale d’électricité, précisément 40,9 % en 2024. Un an plus tard, un cap est franchi. En 2025, les renouvelables ont dépassé le charbon dans la production mondiale d’électricité pour la première fois en un siècle, à 33,8 % contre 33,0 %.

Les énergies fossiles : charbon, pétrole, gaz naturel

Le charbon accompagne l’industrie humaine depuis longtemps. Il était déjà brûlé dans la Chine antique et en Europe médiévale, mais son usage change d’échelle au XVIIIe siècle avec la machine à vapeur, puis en 1882 avec les premières centrales électriques. Le pétrole connaît un décalage plus net. Utilisé sous forme de bitume dès l’Antiquité, il ne devient une industrie qu’à partir de 1859, avec les premiers forages en Pennsylvanie menés par Edwin Drake. Le gaz naturel, longtemps considéré comme un sous produit gênant de l’extraction pétrolière, s’impose surtout au XXe siècle avec les réseaux de gazoducs.

Le principe est le même pour les trois. On brûle un combustible carboné, la chaleur produit de la vapeur ou entraîne directement une turbine, et cette turbine fait tourner un alternateur. Le charbon et le gaz servent massivement à produire de l’électricité.

Le pétrole occupe une place à part. Il ne fournit plus que quelques pour cent de la production mondiale d’électricité, mais il reste le roi des transports. Sa densité énergétique élevée, autour de 45 mégajoules par kilogramme, et sa facilité de stockage en font le carburant idéal de la route, de l’aviation et du transport maritime. C’est aussi une matière première majeure de la pétrochimie, des plastiques aux engrais. Sa domination dans la mobilité explique pourquoi la transition énergétique reste inachevée hors du secteur électrique.

Côté puissance et rendement, les centrales à charbon convertissent en général entre 33 % et 40 % de l’énergie du combustible en électricité. Les centrales à gaz à cycle combiné font mieux, jusqu’à 60 %, car elles récupèrent la chaleur des gaz d’échappement pour alimenter une seconde turbine. Ces centrales sont pilotables, autrement dit elles produisent à la demande. En 2024, le facteur de charge moyen du parc charbon américain était de 42 % et celui du gaz de 60 %.

Sur le plan économique, les fossiles ont longtemps été imbattables. Une centrale à gaz coûte peu à construire, de l’ordre de 1 000 dollars par kilowatt, et se monte en un à trois ans. Leur talon d’Achille est le combustible, qui pèse lourd dans le coût final et varie au gré des marchés. À l’inverse, le charbon coûte plus cher à construire et reste très polluant.

Sur le plan climatique, les fossiles dominent nettement les émissions. Selon le GIEC, sur l’ensemble du cycle de vie, le charbon émet une médiane de 820 grammes de CO2 équivalent par kilowattheure et le gaz à cycle combiné environ 490 grammes. À cela s’ajoutent d’autres pollutions. La combustion du charbon libère des particules fines, du dioxyde de soufre et des oxydes d’azote, avec un effet direct sur la qualité de l’air et la santé. Le gaz émet moins de particules, mais les fuites de méthane en amont pèsent lourd. Selon l’Agence internationale de l’énergie, le secteur de l’énergie a rejeté environ 145 millions de tonnes de méthane en 2024, soit plus du tiers des émissions de méthane d’origine humaine, dont près de 45 millions pour le pétrole et près de 35 millions pour le gaz. Le méthane est responsable d’environ 30 % de la hausse des températures depuis la révolution industrielle.

Leurs atouts expliquent leur domination persistante. Les fossiles sont denses en énergie, faciles à stocker et à transporter, et pilotables. Ils occupent aussi peu d’espace au sol par unité d’énergie produite, un avantage rarement mis en avant. Leurs limites sont désormais bien identifiées. Ce sont des ressources finies, soumises à des tensions géopolitiques sur les prix, et responsables de la majeure partie des émissions du secteur énergétique. Leur avantage économique s’érode enfin. En 2024, l’électricité solaire était en moyenne 41 % moins chère que l’option fossile la moins coûteuse, et l’éolien terrestre 53 % moins cher.

Quels pays s’appuient dessus. 

En 2024, le charbon fournissait près de 60 % de l’électricité en Chine et environ les trois quarts en Inde. Ces deux pays concentrent l’essentiel de la production charbonnière mondiale. 

En Europe, deux pays restent très dépendants du charbon : 

• La Pologne en tirait encore autour de 60 % de son électricité, avec l’une des intensités carbone les plus élevées du continent, proche de 660 grammes de CO2 par kilowattheure. 
• L’Allemagne, malgré un fort développement des renouvelables, conservait une part de charbon notable et une intensité carbone autour de 380 grammes en 2023, très supérieure à celle de la France. 

Ces deux pays concentraient à eux seuls la majeure partie du charbon électrique de l’Union européenne. Fait notable, en 2025, la production fossile a reculé pour la première fois de ce siècle à la fois en Chine et en Inde, sous l’effet de l’essor du solaire et de l’éolien. Le gaz domine aux États-Unis, où il représente plus de 40 % de l’électricité.

Le nucléaire

La radioactivité est découverte à la fin du XIXe siècle, avec les travaux de Becquerel en 1896 puis ceux de Pierre et Marie Curie. La fission de l’uranium est démontrée en 1938. Le premier réacteur nucléaire de l’histoire est expérimental. Le 2 décembre 1942, à Chicago, l’équipe d’Enrico Fermi obtient la première réaction en chaîne contrôlée avec la pile Chicago Pile 1, un empilement de blocs de graphite et d’uranium installé sous les gradins d’un stade. Sa puissance ne dépassait pas quelques centaines de watts et son but était militaire, dans le cadre du projet Manhattan. L’usage civil viendra ensuite. La première centrale raccordée à un réseau ouvre à Obninsk, en Union soviétique, en 1954, et la première centrale commerciale, Calder Hall au Royaume Uni, entre en service en 1956.

Le principe repose sur la fission des noyaux d’uranium. Cette réaction dégage une chaleur intense qui transforme de l’eau en vapeur, laquelle entraîne une turbine et un alternateur. Le réacteur ne brûle rien, il exploite l’énergie contenue dans le noyau atomique. Cette énergie est colossale à masse égale. Le combustible nucléaire contient de l’ordre d’un million de fois plus d’énergie par kilogramme que le charbon, même si un réacteur n’en exploite qu’une fraction. Cette densité explique la faible quantité de matière requise et la faible emprise au sol.

Le rendement thermique d’une centrale nucléaire est proche de 33 %, comparable à celui d’une centrale thermique classique. Sa vraie force est ailleurs. Le nucléaire affiche le meilleur facteur de charge de toutes les sources, à 92,3 % aux États-Unis en 2024. Autrement dit, un réacteur produit de l’électricité presque en continu, ce qui en fait une source de base très fiable.

Sur le plan économique, le nucléaire inverse la logique des fossiles. Il coûte très cher à construire, avec un coût dépassant souvent 7 000 dollars par kilowatt, mais peu à faire tourner, car le combustible pèse peu dans le coût final. L’exemple français est parlant. Si le Plan Messmer a permis de sortir 6 à 7 centrales en France par an dans les années 70, le développement de l’EPR Flamanville montre que le saut technologique n’a pas accéléré les chantiers !

Sur le climat, le nucléaire figure parmi les sources les plus sobres en carbone. La médiane du GIEC sur cycle de vie est de 12 grammes de CO2 équivalent par kilowattheure, au même niveau que l’éolien. Depuis 1971, le nucléaire a évité l’émission de 72 milliards de tonnes de CO2 en remplaçant des centrales au charbon, au gaz ou au fioul. Ses pollutions sont d’une autre nature. La production de déchets radioactifs à vie longue impose une gestion sur des milliers d’années, et le risque d’accident grave, même faible, a des conséquences majeures.

Après des années de blocage politique, le nucléaire connaît un regain d’intérêt. Sa production mondiale devait atteindre un niveau record en 2025. Le parc compte près de 420 réacteurs, et plus de 70 gigawatts de nouvelle capacité sont en construction, l’un des niveaux les plus élevés des trente dernières années. Plus de quarante pays soutiennent aujourd’hui un développement du nucléaire, un intérêt au plus haut depuis les chocs pétroliers des années 1970. Les petits réacteurs modulaires suscitent une attention particulière, avec des premières unités commerciales attendues autour de 2030.

Quels pays s’appuient dessus. 

La France est le pays le plus emblématique. En 2024, le nucléaire y a fourni 67,4 % de l’électricité, après un net redressement de la production, passée de 279 térawattheures en 2022 à 361,7 térawattheures en 2024. 

La Chine construit aujourd’hui le plus grand nombre de réacteurs et devrait dépasser les États-Unis et l’Europe en capacité installée dès 2030.

L’hydraulique

L’énergie de l’eau est l’une des plus anciennes exploitées. Les roues à eau des civilisations antiques, en Mésopotamie, en Égypte et en Chine, servaient déjà à moudre le grain. La première centrale hydroélectrique du monde est construite en 1882, la même année que les premières centrales à charbon. L’hydraulique est donc entrée très tôt dans l’ère électrique, sans décalage notable entre la maîtrise du principe et son exploitation.

Le principe est direct. L’eau retenue par un barrage, ou détournée par une conduite, tombe et entraîne une turbine reliée à un alternateur. Plus la chute est haute et le débit important, plus la puissance est grande.

L’hydraulique est la plus efficace des sources connues. Les meilleures installations convertissent près de 90 % de l’énergie de l’eau en électricité, car le flux est dirigé directement sur les turbines. Certaines centrales, dites de pompage turbinage, servent aussi de stockage. Elles remontent l’eau vers un réservoir supérieur aux heures creuses, puis la relâchent aux heures de forte demande.

Au niveau du climat, l’hydraulique est sobre, avec une médiane de 24 grammes de CO2 équivalent par kilowattheure selon le GIEC. Ce chiffre reste faible, tout en étant environ deux fois plus élevé que celui du nucléaire, à 12 grammes. Il masque aussi une variabilité importante. Les réservoirs en zone tropicale peuvent émettre du méthane par décomposition de la matière organique immergée. Les grands barrages ont enfin des effets locaux marqués, sur les écosystèmes des rivières et sur les populations déplacées.

Ses atouts sont réels. C’est une source renouvelable, pilotable et durable dans le temps, capable de rendre des services de stabilité au réseau. Sa principale limite est géographique. On ne construit un barrage que là où le relief et l’eau le permettent, et les meilleurs sites sont souvent déjà équipés.

Quels pays s’appuient dessus. L’hydraulique reste la première source renouvelable d’électricité au monde, avec 14,3 % de la production mondiale en 2024. La Norvège en tire l’essentiel de son électricité, le Canada plus de 60 % de la sienne, et le Brésil s’appuie largement sur ses grands fleuves. En France, l’hydraulique a connu en 2024 son meilleur niveau depuis 2013, à 74,7 térawattheures, grâce à des précipitations abondantes.

La biomasse et le bois

Le bois est la plus ancienne source d’énergie contrôlée par l’homme. Il est brûlé depuis la préhistoire pour se chauffer, cuire les aliments et travailler les métaux. Il n’y a donc aucun décalage entre sa découverte et son usage, puisque la maîtrise du feu se confond avec les débuts de l’humanité. La biomasse moderne élargit ce principe ancien à d’autres matières, résidus agricoles, déchets forestiers et biogaz.

Le principe reste la combustion. On brûle de la matière organique pour produire de la chaleur, utilisée directement ou convertie en électricité via une turbine à vapeur. Le biogaz, issu de la fermentation de déchets, alimente aussi des moteurs et des chaudières. Le bois a une densité énergétique modeste, autour de 15 mégajoules par kilogramme, bien inférieure à celle des fossiles.

La puissance dépend fortement de l’installation. Les rendements électriques de la biomasse sont modestes, souvent comparables ou inférieurs à ceux des centrales thermiques classiques.

Le bilan carbone de la biomasse fait débat. La médiane du GIEC pour la biomasse dédiée est d’environ 230 grammes de CO2 équivalent par kilowattheure. La biomasse est souvent présentée comme neutre en carbone, au motif que le CO2 émis à la combustion a été absorbé par la plante durant sa croissance. Cette neutralité n’est vérifiée que si la ressource est réellement renouvelée et gérée durablement. Dans le cas contraire, la combustion libère du carbone plus vite qu’il n’est reconstitué. La combustion du bois émet par ailleurs des particules fines, et l’usage traditionnel de la biomasse pour la cuisson dans les pays en développement représente une source majeure de pollution de l’air intérieur.

Ses atouts sont la valorisation des déchets, une production pilotable et un ancrage local. Ses limites tiennent à la concurrence sur les usages des terres et de la forêt, aux émissions de particules et à la question de la durabilité réelle de la ressource.

Quels pays s’appuient dessus. À l’échelle mondiale, la bioénergie et les déchets représentaient environ 3 % de la production électrique en 2024. Le bois de chauffage reste central dans de nombreux pays en développement. Les pays nordiques, comme la Suède et la Finlande, exploitent largement les résidus de leur industrie forestière.

L’éolien

L’énergie du vent est utilisée depuis des siècles pour la navigation et pour les moulins. Sa conversion en électricité est plus récente. En 1887, l’universitaire écossais James Blyth construit la première éolienne produisant de l’électricité, et le Danois Poul la Cour développe la technologie à partir de 1891. Le passage à grande échelle attendra toutefois la fin du XXe siècle, avec les premières fermes des années 1980 et le premier parc en mer, à Vindeby au Danemark, en 1991.

Le principe est mécanique. Le vent fait tourner les pales d’un rotor, dont le mouvement est transmis à un alternateur. L’énergie récupérée dépend de la vitesse du vent, élevée à la puissance trois, ce qui explique la recherche de sites très ventés.

La physique impose une limite. Une éolienne ne peut extraire au mieux qu’environ 59 % de l’énergie du vent, c’est la limite de Betz. En pratique, les machines modernes s’en approchent partiellement. Le facteur de charge moyen de l’éolien terrestre était de 34 % aux États-Unis en 2024, l’éolien en mer atteignant des valeurs plus élevées grâce à des vents plus réguliers. L’éolien a aussi une faible densité de puissance au sol, de l’ordre de un à deux watts par mètre carré, bien loin des centaines de watts d’une centrale thermique, ce qui explique l’étalement des parcs.

Sur le climat, l’éolien est l’une des sources les plus sobres, avec une médiane de 11 grammes de CO2 équivalent par kilowattheure pour l’éolien terrestre. Ses effets portent surtout sur le paysage et sur la faune volante. Un point mérite attention, la fin de vie des pales. Faites de composites de fibre de verre et de résine époxy, elles sont difficiles à recycler et finissent souvent enfouies. Avec un parc vieillissant, le volume de pales à traiter augmente, ce qui pousse la recherche vers de nouvelles filières de recyclage.

Une limite plus structurelle mérite d’être posée clairement, l’intermittence. Le vent ne souffle pas à la demande. Les renouvelables intermittentes affichent un coût carbone très favorable quand elles tournent, mais elles imposent des moyens complémentaires pour assurer la continuité de la fourniture. Tant que le stockage de l’électricité n’est pas déployé à grande échelle, ces sources doivent être adossées à des capacités pilotables, souvent au gaz ou au charbon. Le cas allemand illustre l’enjeu. Après l’arrêt de son dernier réacteur en avril 2023, l’Allemagne conserve une part de charbon et prévoit de construire environ 20 gigawatts de nouvelles centrales au gaz pour sécuriser son réseau. Son électricité affiche une intensité carbone autour de 380 grammes de CO2 par kilowattheure, plusieurs fois celle de la France, restée sous les 25 grammes grâce à son socle nucléaire et hydraulique. Le débat reste vif, car les émissions allemandes ont malgré tout baissé sous l’effet des renouvelables, mais le principe demeure. Une électricité fiable et bas carbone suppose de combiner intermittent et pilotable, ou de disposer d’un stockage massif.

Quels pays s’appuient dessus. 

L’éolien fournissait 8,1 % de l’électricité mondiale en 2024. Le Danemark en tire une part majeure de son mix, l’Allemagne et le Royaume Uni ont développé de vastes parcs, et la Chine ajoute chaque année davantage de capacité que le reste du monde réuni. Plusieurs voisins de la France, dont la Belgique et l’Allemagne, complètent d’ailleurs leur production renouvelable par des importations massives d’électricité française, largement d’origine nucléaire, comme l’illustrent les 89 térawattheures exportés par la France en 2024.

Le solaire : photovoltaïque et thermique

L’effet photovoltaïque est découvert par le physicien français Edmond Becquerel en 1839. Il faudra attendre 1954 pour que les laboratoires Bell mettent au point la première cellule au silicium réellement exploitable. Plus d’un siècle sépare donc la découverte du phénomène de son application pratique. Le déploiement de masse est encore plus tardif, porté à partir des années 2000 par la chute des coûts.

Il existe deux grandes voies. Le photovoltaïque convertit directement la lumière en électricité grâce à des cellules semi conductrices. Le solaire thermique, lui, capte la chaleur du soleil pour produire de l’eau chaude ou, dans les centrales à concentration, de la vapeur qui entraîne une turbine.

Le rendement d’un panneau photovoltaïque commercial se situe aujourd’hui autour de 20 %, c’est la part de l’énergie lumineuse convertie en électricité. Un facteur souvent ignoré vient nuancer ce chiffre, la chaleur. Contrairement à l’intuition, un panneau produit moins quand il chauffe. Au delà de 25 degrés, son rendement baisse d’environ 0,3 à 0,5 % par degré supplémentaire. Par forte chaleur, la surface d’un panneau peut dépasser 60 degrés, ce qui entraîne des pertes notables. Les régions très ensoleillées mais brûlantes ne sont donc pas toujours les plus performantes au watt installé. Comme l’éolien, le solaire dépend enfin de la ressource. Le facteur de charge moyen du solaire américain était de 23 % en 2024, car un panneau ne produit ni la nuit ni par ciel couvert.

Sur le plan économique, le solaire a connu la chute de coûts la plus spectaculaire de toutes les sources. Le coût d’une installation à grande échelle est tombé autour de 700 dollars par kilowatt dans les marchés les plus compétitifs. Sa modularité est unique, du panneau de toit à la ferme de plusieurs gigawatts.

Sur le climat, le solaire est sobre sur son cycle de vie, avec une médiane du GIEC autour de 41 grammes de CO2 équivalent par kilowattheure pour le photovoltaïque en toiture, et 27 grammes pour le solaire à concentration. Ses émissions proviennent surtout de la fabrication des panneaux, dépendante de l’électricité utilisée en usine. La fin de vie des modules et l’usage de certains matériaux posent des questions de recyclage.

Ses atouts sont une modularité totale, une baisse continue des coûts et une absence d’émissions en fonctionnement. En 2024, le solaire coûtait en moyenne 0,043 dollar par kilowattheure, juste derrière l’éolien terrestre. Sa limite est l’intermittence, plus prévisible que le vent mais bien réelle. Elle est de plus en plus compensée par les batteries, dont le prix a chuté d’environ 93 % depuis 2010, et a encore baissé de 45 % au cours de la seule année 2025.

Le solaire est devenu le moteur de la transition. Sa production a doublé en trois ans pour dépasser 2 000 térawattheures en 2024, et il reste la source dont la production croît le plus vite, pour la vingtième année consécutive. En 2025, il a dépassé l’éolien pour la première fois au niveau mondial, avec 2 778 térawattheures. La capacité installée mondiale a atteint environ 2,2 térawatts fin 2024, et la Chine à elle seule a dépassé le térawatt de capacité au printemps 2025. Les Émirats et plusieurs pays du Golfe misent aussi fortement sur de grandes centrales solaires.

La géothermie

La chaleur de la Terre est utilisée depuis l’Antiquité pour le thermalisme. Sa conversion en électricité est démontrée en 1904 à Larderello, en Italie, où le prince Piero Ginori Conti alimente cinq ampoules à partir de vapeur naturelle. La première centrale géothermique commerciale au monde y est construite peu après, autour de 1911 à 1913. Le principe est donc éprouvé depuis plus d’un siècle.

Le fonctionnement dépend du contexte. Là où la vapeur naturelle est accessible, elle entraîne directement une turbine. Ailleurs, on injecte de l’eau dans des roches chaudes en profondeur pour la récupérer sous forme de vapeur. La géothermie de surface, à basse température, sert quant à elle au chauffage des bâtiments.

La géothermie électrique offre un atout rare parmi les renouvelables. Comme le nucléaire, elle fonctionne en continu, indépendamment de la météo, ce qui lui confère un facteur de charge élevé. Sa puissance reste limitée par la disponibilité des ressources chaudes.

Sur le climat, elle est sobre, avec une médiane du GIEC de 38 grammes de CO2 équivalent par kilowattheure. Certaines installations libèrent des gaz dissous dans les fluides géothermaux, ce qui explique une part de cette valeur. Le forage profond peut aussi, dans de rares cas, induire une sismicité locale.

Ses atouts sont une production continue et bas carbone et une faible emprise au sol. Cette régularité lui vaut un intérêt nouveau. Le secteur technologique cherche des sources fiables pour ses centres de données, ce qui contribue à relancer la géothermie avancée, aux côtés du nucléaire. Sa limite majeure reste géographique. La géothermie électrique n’est rentable que dans les zones volcaniques ou à fort gradient thermique.

Quels pays s’appuient dessus. L’Islande est le cas le plus connu, avec une part importante de son électricité et de son chauffage d’origine géothermique. Les États-Unis disposent du plus grand parc installé au monde. L’Indonésie, les Philippines et la Turquie exploitent aussi largement cette ressource.

Les énergies marines : marémotrice et houlomotrice

L’idée d’exploiter la mer est ancienne. Des moulins à marée fonctionnaient déjà au Moyen Âge sur les côtes atlantiques. La production d’électricité à partir des marées ne se concrétise qu’au XXe siècle. L’usine marémotrice de la Rance, en France, est mise en service en 1966. Elle reste l’une des plus grandes du monde, avec une puissance installée de 240 mégawatts. L’énergie des vagues, dite houlomotrice, est encore largement au stade de la recherche et des démonstrateurs.

Les principes diffèrent. Le marémotrice exploite la différence de niveau entre marée haute et marée basse, en faisant passer l’eau à travers des turbines. Le houlomotrice capte le mouvement des vagues à l’aide de flotteurs ou de colonnes d’eau oscillantes. Les hydroliennes, elles, utilisent les courants marins comme une éolienne utilise le vent.

La puissance disponible dans les océans est considérable, mais son exploitation reste difficile. Les installations sont soumises à un environnement corrosif et à des efforts mécaniques importants, ce qui pèse sur les coûts et la maintenance.

Sur le climat, les technologies marines affichent des émissions faibles sur leur cycle de vie, du même ordre que l’hydraulique, même si les estimations restent incertaines faute d’un parc mondial important. Leurs effets portent surtout sur les écosystèmes côtiers.

Leur atout principal est la prévisibilité. Les marées suivent un cycle connu à l’avance, contrairement au vent et au soleil. Leurs limites sont le coût, la maturité technologique encore faible et le petit nombre de sites favorables.

Quels pays s’appuient dessus. 

À l’échelle mondiale, les énergies marines ne représentent qu’une fraction infime de la production. La France, avec la Rance, et le Royaume Uni, avec ses centres d’essais, figurent parmi les pays les plus actifs sur ce terrain.

L’hydrogène, un vecteur plus qu’une source

Un point de vocabulaire s’impose. L’hydrogène n’est pas une source d’énergie primaire comme le charbon ou le vent. C’est un vecteur, autrement dit un moyen de stocker et de transporter de l’énergie produite ailleurs. L’électrolyse de l’eau est démontrée dès 1800, et la pile à combustible est inventée par William Grove en 1839. L’usage industriel de l’hydrogène est ancien, mais son rôle dans la transition énergétique est récent.

Le principe est double. Pour fabriquer de l’hydrogène, on sépare la molécule d’eau en hydrogène et oxygène grâce à de l’électricité, c’est l’électrolyse. Pour restituer l’énergie, une pile à combustible recombine l’hydrogène avec l’oxygène de l’air et produit de l’électricité, en ne rejetant que de l’eau.

Le bilan carbone de l’hydrogène dépend entièrement de la façon dont il est produit. On distingue plusieurs couleurs par convention. L’hydrogène gris, issu du gaz naturel, est aujourd’hui le plus courant et émet beaucoup de CO2. L’hydrogène bas carbone, produit par électrolyse à partir d’électricité décarbonée, n’émet presque rien. La chaîne de conversion entraîne toutefois des pertes importantes, ce qui réduit le rendement global.

Ses atouts sont sa capacité à stocker de l’énergie sur de longues durées et à décarboner des usages difficiles à électrifier, comme l’industrie lourde ou certains transports. Ses limites sont le coût, le faible rendement de la chaîne complète et le fait que la majeure partie de l’hydrogène produit reste aujourd’hui d’origine fossile.

L’hydrogène n’a donc pas de part dans le mix électrique au sens des autres sources. Il constitue plutôt un maillon complémentaire des systèmes énergétiques futurs, en cours de développement dans l’Union européenne, en Chine et dans plusieurs pays exportateurs d’énergie.

Et demain : la fusion nucléaire

Une source d’avenir mérite d’être citée, la fusion. Elle consiste non pas à casser des noyaux lourds, comme la fission, mais à fusionner des noyaux légers, comme le fait le Soleil. Elle promet une énergie abondante, sans déchets à vie longue comparables à ceux de la fission et sans risque d’emballement. Le projet international ITER, installé à Saint Paul lez Durance dans le sud de la France, réunit trente cinq pays pour démontrer la faisabilité de la fusion en confinant un plasma porté à environ 100 millions de degrés. 

Les échéances restent lointaines. La première réaction de plasma a été repoussée au milieu des années 2030, et une exploitation industrielle n’est pas attendue avant le milieu du siècle au plus tôt. La fusion ne jouera donc aucun rôle dans le mix avant longtemps, mais elle reste un horizon de recherche majeur.

Figure 1. Émissions de gaz à effet de serre sur le cycle de vie, valeurs médianes. Source : GIEC, 5e Rapport d’évaluation, Groupe III, Annexe III (2014).

Le coût, nouveau moteur de la transition

Comprendre le coût d’une source suppose de distinguer trois choses. Le coût de construction, appelé capital ou CAPEX, correspond au chantier. Le coût d’exploitation, ou OPEX, couvre le fonctionnement et l’entretien. Le combustible s’ajoute pour les sources qui en consomment. Cette structure explique des comportements très différents. Le nucléaire coûte cher à bâtir mais son combustible pèse peu, ce qui le rend peu sensible au prix de l’uranium. Le gaz coûte peu à bâtir mais dépend fortement du prix du combustible. Le solaire et l’éolien n’ont pas de combustible, mais leur production dépend de la météo.

Pour comparer les sources, on utilise le coût moyen actualisé de l’électricité, ou LCOE, qui rapporte l’ensemble des coûts à l’énergie produite sur la durée de vie. Sur ce critère, la bascule est nette. En 2024, 91 % des nouvelles capacités renouvelables à grande échelle produisaient une électricité moins chère que l’option fossile la moins coûteuse. L’éolien terrestre menait le classement, à 0,034 dollar par kilowattheure, devant le solaire à 0,043 dollar et l’hydraulique à 0,057 dollar. Ce coût actualisé ne dit toutefois pas tout, car il ignore le coût du système, à savoir le stockage et les réseaux nécessaires pour intégrer des sources variables.

Deux prix complètent le tableau. Le prix payé par le consommateur d’abord. Dans l’Union européenne, le prix moyen de l’électricité des ménages tournait autour de 0,29 euro par kilowattheure au second semestre 2024, avec de forts écarts, de l’ordre de 0,10 euro en Hongrie à près de 0,40 euro en Allemagne. Le prix du carbone ensuite. Le marché européen des quotas, le système ETS, met un prix sur chaque tonne de CO2 émise par les producteurs. Ce prix a évolué entre 60 et 90 euros la tonne sur la période 2024 et 2025. Quand une centrale fossile fixe le prix de gros de l’électricité, ce coût du carbone se répercute sur la facture, ce qui relie directement la comptabilité du carbone et l’économie de l’énergie.

Produire et consommer au même instant : la courbe du canard

L’électricité a une particularité contraignante. Elle doit être consommée à l’instant où elle est produite, car elle se stocke mal à grande échelle. Or produire beaucoup ne sert à rien si personne ne consomme au même moment. Le solaire en offre l’illustration la plus nette. En milieu de journée, quand le soleil est au plus haut, les panneaux produisent en abondance, souvent plus que nécessaire. Le soir venu, la production s’effondre au coucher du soleil, juste au moment où la consommation domestique repart à la hausse avec le retour au foyer, l’éclairage et la cuisson. Le système doit alors compenser en quelques heures une chute de production et une montée de la demande.

Les gestionnaires de réseau ont donné un nom imagé à ce phénomène, la courbe du canard. Le terme a été introduit en 2013 par l’opérateur du réseau californien CAISO. Quand on soustrait la production solaire de la demande, la courbe de charge restante prend la forme d’un dos de canard, creusée à midi et remontant brutalement le soir. Plus le solaire se développe, plus le creux se creuse et plus la remontée du soir devient raide. La Californie et l’Allemagne connaissent déjà ce profil, et la France le voit apparaître à mesure que son parc solaire grandit.

Ce décalage a deux conséquences. D’abord, une partie de la production solaire de mi journée peut être perdue faute de preneur, c’est l’écrêtement déjà évoqué, qui a atteint 1,7 térawattheure en France en 2024. Ensuite, il faut mobiliser très vite des moyens pilotables au coucher du soleil, souvent au gaz, pour couvrir le pic du soir. À l’échelle d’un bâtiment, la même logique s’applique. Un immeuble équipé de panneaux produit surtout au milieu de la journée, alors que ses besoins peuvent culminer à d’autres heures. Sans stockage ni pilotage de la demande, une part de cette production reste inexploitée. C’est précisément ce décalage entre production et consommation que le stockage et le pilotage cherchent à résorber.

Le stockage, chaînon décisif

Le talon d’Achille des renouvelables intermittents variables est le décalage entre production et besoin. Le stockage vise à combler ce décalage, et plusieurs technologies coexistent.

Le pompage turbinage domine encore très largement le stockage mondial. Il consiste à remonter de l’eau vers un réservoir supérieur quand l’électricité est abondante, puis à la turbiner quand elle manque, avec un rendement de cycle d’environ 70 à 80 %. C’est une solution mature, de grande capacité, mais dépendante du relief.

Les batteries connaissent l’essor le plus rapide. Adaptées aux durées courtes, de quelques heures, elles affichent un rendement de cycle élevé et un coût en chute libre. Le prix des batteries a baissé d’environ 93 % depuis 2010 et a encore reculé de 45 % en 2025. Couplées au solaire, elles permettent de déplacer une partie de la production du milieu de journée vers les heures sans soleil, transformant peu à peu un solaire de journée en un solaire disponible à d’autres moments.

Deux autres voies complètent le tableau. L’hydrogène vise le stockage de longue durée, malgré un rendement faible. Le stockage thermique conserve la chaleur pour la restituer plus tard, utile dans l’industrie et les centrales à concentration. Aucune de ces solutions ne suffit seule, mais leur combinaison est la clé pour absorber la variabilité du vent et du soleil.

Les réseaux, colonne vertébrale du système

On oublie souvent que l’électricité doit être transportée et équilibrée en permanence, car elle se stocke difficilement à grande échelle. Les réseaux assurent cette mission. Ils relient les centres de production aux lieux de consommation, encaissent les variations, et permettent aux pays d’échanger leurs surplus. La France a ainsi exporté un volume record de 89 térawattheures en 2024, évitant près de 20 millions de tonnes de CO2 chez ses voisins en remplaçant leur production fossile.

Le développement des renouvelables met les réseaux sous tension. Les files d’attente de raccordement s’allongent, la construction de nouvelles lignes prend des années, et il arrive que de l’électricité renouvelable soit perdue faute de capacité ou de demande au bon moment. Ce phénomène, appelé écrêtement, a atteint 1,7 térawattheure en France en 2024, contre 0,6 l’année précédente. Renforcer et moderniser les réseaux est donc aussi important que construire des moyens de production.

Ce qui fait grimper la demande : développement économique dans le monde

L’énergie est d’abord un levier de développement. 

La demande mondiale d’électricité augmente vite, et derrière les chiffres, une cause domine toutes les autres, le développement économique. Quand un pays s’industrialise, équipe ses foyers et raccorde sa population au réseau, sa consommation grimpe mécaniquement. Ce mouvement ne se joue plus dans les économies avancées, où la demande stagne, mais dans les pays émergents, moteurs du rattrapage mondial. Deux exemples le résument mieux que tout. La Chine illustre le lien direct entre développement et demande. En 2024, elle a représenté à elle seule 54 % de la hausse mondiale de la demande d’électricité, et elle consomme désormais plus d’un tiers de l’électricité de la planète. Sa demande a progressé d’environ 7 % en 2024, plus vite que son économie, sous l’effet de son industrialisation et de sa montée en gamme. L’image la plus parlante, sur les cinq prochaines années, la Chine ajoutera à elle seule une demande équivalente à la consommation actuelle de toute l’Union européenne. L’Inde et les économies émergentes prennent le relais. Ensemble, les pays émergents et en développement concentrent environ 80 à 85 % de la croissance mondiale de la demande d’électricité, ce qui montre que le moteur est bien le rattrapage économique. L’Inde en est le cas le plus net, avec la plus forte croissance parmi les grandes économies, autour de 6 % par an. En trois ans, elle ajoute une demande proche de la consommation actuelle du Royaume Uni, portée par son activité économique et l’équipement croissant des ménages en climatiseurs. 

L’accès à l’électricité conditionne l’éclairage pour étudier le soir, la conservation des vaccins et des médicaments, le fonctionnement des hôpitaux et des écoles, et l’activité économique. Or l’accès reste très inégal. En 2023, environ 750 millions de personnes vivaient encore sans électricité, dont plus de 80 % en Afrique subsaharienne. Par ailleurs, près de 2,1 milliards de personnes n’ont pas accès à des moyens de cuisson propres et brûlent bois, charbon de bois ou déchets, une source majeure de pollution de l’air intérieur et de maladies respiratoires.

C’est dans ce contexte qu’il faut lire le développement rapide de la Chine et de l’Inde. Ces deux pays ont massivement étendu l’accès à l’électricité en quelques décennies, avec des effets directs sur l’alphabétisation, la santé et l’espérance de vie. Leur croissance explique une part de la hausse mondiale de la demande, et leurs choix énergétiques, entre charbon et renouvelables, pèseront lourd sur la trajectoire climatique globale. La transition énergétique ne peut donc être pensée sans cette dimension de justice, car des milliards de personnes aspirent légitimement à un accès fiable à l’énergie.

Compter le CO2 : les modèles de comptabilité carbone

Mesurer les émissions est le préalable à toute action de réduction. Avant d’entrer dans les méthodes, il faut comprendre l’idée de base. Compter le CO2 d’une activité revient à additionner tout ce qu’elle rejette, directement et indirectement. La difficulté vient des frontières que l’on trace autour de l’activité. Plusieurs approches coexistent, complémentaires plutôt que concurrentes, selon que l’on raisonne à l’échelle d’une organisation, d’un produit ou d’un territoire.

La comptabilité par organisation est la plus répandue. Elle repose sur des facteurs d’émission, des coefficients qui convertissent une activité, un litre de carburant ou un kilowattheure, en équivalent CO2. Le cadre international de référence est le GHG Protocol, créé en 1998, qui classe les émissions en trois périmètres. Les émissions directes de l’organisation, ses émissions liées à l’énergie achetée, et enfin toutes les autres émissions indirectes de sa chaîne de valeur, en amont et en aval. Ce dernier périmètre est souvent le plus lourd. Selon le CDP, la chaîne de valeur représente en moyenne autour de neuf dixièmes de l’empreinte des entreprises. C’est aussi le plus difficile à mesurer, car il dépend de données détenues par les fournisseurs et les clients. En France, la méthode Bilan Carbone, développée par l’ADEME en 2004, applique cette logique et sert de base à de nombreux bilans réglementaires.

La comptabilité par produit suit une autre voie, l’analyse du cycle de vie, encadrée par les normes ISO 14040 et 14044. Elle mesure les impacts d’un produit ou d’un service depuis l’extraction des matières premières jusqu’à la fin de vie. C’est cette méthode qui produit les valeurs en grammes de CO2 par kilowattheure présentées plus haut. Sa force est l’exhaustivité et la comparabilité entre technologies. Ses limites sont la complexité et la sensibilité aux hypothèses retenues.

La comptabilité par territoire, enfin, est celle des États dans les accords internationaux. Elle comptabilise les émissions physiquement produites sur un territoire, sans compter les émissions importées à travers les biens consommés, ce qui peut flatter un pays qui délocalise sa production. Le contenu carbone de l’électricité illustre bien l’enjeu du choix de méthode. Le facteur direct ne compte que le CO2 rejeté à la production, tandis que le facteur en cycle de vie ajoute les émissions amont, liées à la construction des centrales et à la fourniture du combustible. Pour un même kilowattheure, le résultat peut varier fortement. La transparence sur la méthode employée est donc aussi importante que le chiffre lui même.

La sécurité, la mortalité et les minerais : trois angles souvent oubliés

La sécurité d’approvisionnement. L’énergie est aussi une question géopolitique. Les chocs pétroliers de 1973 et la crise du gaz de 2022 ont rappelé la dépendance des économies aux importations fossiles et l’effet des tensions géopolitiques sur les prix. Produire une électricité locale et bas carbone, qu’elle soit nucléaire, hydraulique, solaire ou éolienne, réduit cette dépendance et renforce la résilience.

La mortalité comparée. Rapportée à l’énergie produite, la dangerosité des sources varie énormément. En comptant la pollution de l’air et les accidents, le charbon cause de l’ordre de 25 décès par térawattheure, le pétrole environ 18, le gaz près de 3. À l’opposé, l’hydraulique se situe autour de 1,3, et le nucléaire, l’éolien et le solaire sous 0,1 décès par térawattheure, y compris en tenant compte des accidents majeurs. Ce classement recoupe largement celui des émissions, ce qui souligne un double bénéfice sanitaire et climatique de la sortie des fossiles.

Les minerais critiques. La transition déplace la dépendance des combustibles vers les métaux. Le cuivre, le lithium, le nickel, le cobalt et les terres rares sont indispensables aux panneaux, aux éoliennes, aux batteries et aux réseaux. L’Agence internationale de l’énergie prévoit une hausse d’environ quatre fois de la demande de minerais critiques d’ici 2040 dans ses scénarios de neutralité carbone. La demande de lithium a bondi de près de 30 % en 2024. Cette dépendance soulève des enjeux d’approvisionnement, de concentration de la production dans quelques pays, et d’impact minier, autant de questions désormais au cœur des stratégies industrielles.

Les déchets. Chaque source laisse une empreinte matérielle. Le nucléaire produit des déchets radioactifs, dont les plus dangereux, à vie longue, sont stockés en attendant un enfouissement profond. Le solaire et l’éolien posent la question du recyclage des panneaux et des pales en fin de vie. Aucune source n’est totalement sans trace, et intégrer la fin de vie dans le bilan est indispensable à une comparaison honnête.

Tableau de synthèse

Le tableau ci-dessous rassemble les principaux repères par source. Les coûts de construction sont des ordres de grandeur, très variables selon les pays et les projets. Les émissions sont les médianes du GIEC sur cycle de vie. La mortalité inclut accidents et pollution de l’air.

Source	Coût de construction (par kW)	Facteur de charge	Émissions cycle de vie (g CO2/kWh)	Pilotable	Mortalité (décès/TWh)
Charbon	Élevé	~40 à 60 %	820	Oui	~25
Gaz (cycle combiné)	~1 000 $	~55 à 60 %	490	Oui	~3
Nucléaire	7 000 $ et plus	~90 %	12	Oui	~0,03
Hydraulique	Variable, souvent élevé	~40 %	24	Oui	~1,3
Biomasse	Moyen	Variable	230	Oui	~4,6
Éolien terrestre	~1 500 $	~35 %	11	Non	~0,04
Solaire photovoltaïque	~700 à 1 400 $	~15 à 25 %	41	Non	~0,02
Géothermie	Élevé	Élevé	38	Oui	Faible

Sources : coûts , facteurs de charge, émissions, mortalité. Valeurs arrondies et indicatives.

Mise en perspective : où en est le mix énergétique mondial

Le mix électrique mondial raconte une transition qui s’accélère. En 2024, les fossiles fournissaient encore près de 60 % de la production d’électricité, le charbon en tête. Les sources bas carbone, renouvelables et nucléaire, ont franchi ensemble le seuil des 40 % de la production, une première depuis les années 1940.

Figure 2. Répartition de la production mondiale d’électricité par source en 2024. Source : Agence internationale de l’énergie, Global Energy Review 2025.

L’année 2025 marque un tournant. Les renouvelables ont dépassé le charbon dans la production mondiale, à 33,8 % contre 33,0 %, et la part du charbon est passée sous le tiers pour la première fois de l’histoire. Fait rare, la production fossile mondiale a légèrement reculé cette année là, pour la première fois hors période de crise depuis 2020. L’intensité carbone moyenne de l’électricité mondiale est tombée à 458 grammes de CO2 équivalent par kilowattheure en 2025, en baisse de 16 % par rapport à 2005.

Trois tendances de fond se dégagent. La première est la montée rapide du solaire, dont la production double environ tous les trois ans depuis 2016 et qui a dépassé l’éolien en 2025. La deuxième est le rôle croissant du stockage par batteries, qui lève peu à peu la contrainte d’intermittence. La troisième est le regain du nucléaire, relancé dans plusieurs économies avancées et fortement développé en Chine.

La France offre un cas d’école de mix bas carbone. En 2024, sa production a atteint 536,5 térawattheures, son plus haut niveau depuis cinq ans, avec 95 % d’électricité bas carbone. La production fossile y est tombée à son plus bas niveau depuis les années 1950, et le solaire a pour la première fois dépassé le fossile. L’intensité carbone de l’électricité française s’est établie autour de 21 grammes de CO2 équivalent par kilowattheure, l’une des plus basses au monde.

Figure 3. Répartition de la production française d’électricité par source en 2024. Source : RTE, Bilan électrique 2024.

Cette transition ne supprime pas les fossiles pour autant. La demande d’électricité augmente vite, poussée par l’électrification des usages, la climatisation et l’essor des centres de données. Le gaz continue de croître dans plusieurs régions. Le fond du sujet tient à un arbitrage permanent entre trois exigences difficiles à satisfaire en même temps. La puissance et la fiabilité, que garantissent les sources pilotables. Le coût, désormais favorable au solaire et à l’éolien pour la production nouvelle. Et l’empreinte carbone, qui pousse vers les sources bas carbone.

Aucune source ne coche seule toutes les cases. 

• Les fossiles offrent puissance et souplesse au prix des émissions ;
• Le solaire et l’éolien offrent des coûts bas et peu d’émissions au prix de l’intermittence ;
• Le nucléaire et l’hydraulique offrent une production continue et bas carbone, mais se heurtent à des contraintes de coût, de site ou d’acceptabilité.

C’est pourquoi les systèmes énergétiques évoluent vers des mix diversifiés, où chaque source compense les faiblesses des autres. Le stockage, les réseaux et les vecteurs comme l’hydrogène joueront un rôle croissant pour absorber la variabilité des renouvelables. L’énergie de demain ne reposera sans doute pas sur une source unique, mais sur une combinaison réfléchie, ajustée à la géographie, aux ressources et aux choix de chaque pays.

Sources

Sources de référence

Agence internationale de l’énergie (IEA), Global Energy Review 2025, section Electricity, données 2024, 2025. https://www.iea.org/reports/global-energy-review-2025/electricity

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U.S. Department of Energy, Office of Nuclear Energy, What is Generation Capacity ?, facteurs de charge par source, données 2024, 2025. https://www.energy.gov/ne/articles/what-generation-capacity

World Resources Institute et World Business Council for Sustainable Development, The Greenhouse Gas Protocol : A Corporate Accounting and Reporting Standard, 1998 puis révisions. https://ghgprotocol.org/

ADEME et Association pour la transition Bas Carbone, Méthode Bilan Carbone, créée en 2004. https://www.bilans-ges.ademe.fr/

CDP (Carbon Disclosure Project), part de la chaîne de valeur (scope 3) dans l’empreinte des entreprises. https://www.cdp.net/

Enel Green Power et sources historiques sur le champ géothermique de Larderello, premières expériences de 1904 et première centrale commerciale vers 1911 à 1913.

EDF, usine marémotrice de la Rance, mise en service en 1966, puissance installée de 240 mégawatts.

Sources récentes 2025 et 2026

IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2024, juillet 2025. https://www.irena.org/Publications/2025/Jun/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2024

Ember, Global Electricity Review 2025, données 2024, avril 2025. https://ember-energy.org/latest-insights/global-electricity-review-2025/

Ember, Global Electricity Review 2026, données 2025, 2026. https://ember-energy.org/latest-insights/global-electricity-review-2026/

Ember, Global Electricity Mid-Year Insights 2025, 2025. https://ember-energy.org/latest-insights/global-electricity-mid-year-insights-2025/

Agence internationale de l’énergie (IEA), Energy and AI, avril 2025. https://www.iea.org/reports/energy-and-ai

Agence internationale de l’énergie (IEA), Key Questions on Energy and AI, 2026. https://www.iea.org/reports/key-questions-on-energy-and-ai

Agence internationale de l’énergie (IEA), The Path to a New Era for Nuclear Energy, janvier 2025. https://www.iea.org/reports/the-path-to-a-new-era-for-nuclear-energy

Agence internationale de l’énergie (IEA), Global Methane Tracker 2025, mai 2025. https://www.iea.org/reports/global-methane-tracker-2025

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Sources complémentaires (coûts, mortalité, minerais, accès, histoire)

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ITER Organization et Sénat français, projet ITER de fusion à Saint Paul lez Durance. https://www.iter.org/

Sources complémentaires (réseau et bâtiment)

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Ministère de la Transition écologique, Réglementation environnementale RE2020, indicateur Degrés-Heures de confort d’été, méthode développée avec le CEREMA et le CSTB, scénario caniculaire fondé sur 2003. https://www.ecologie.gouv.fr/reglementation-environnementale-re2020

Météo-France et GIEC (IPCC), observations et projections sur l’intensification des vagues de chaleur. https://meteofrance.fr/ et https://www.ipcc.ch/