L’avenir de l’électricité en Europe

L’Europe se trouve à un tournant décisif, confrontée à un paysage énergétique complexe marqué par des objectifs climatiques ambitieux, le besoin urgent d'assurer sa souveraineté énergétique et des tensions géopolitiques croissantes. Il n'a jamais été aussi urgent de concevoir un système énergétique qui s'aligne sur les objectifs climatiques, garantisse la sécurité d'approvisionnement et renforce la compétitivité européenne.

Pour éclairer les choix à venir, l’analyse s’appuie sur une modélisation robuste du système énergétique européen fondée sur des scénarios, afin d’explorer les décisions structurelles qui façonneront son avenir. Elle repose sur DARE, le modèle de système énergétique de Deloitte. En capturant les interactions entre les secteurs et les vecteurs énergétiques, ce modèle évalue comment différents choix technologiques et trajectoires politiques pourraient influencer le système électrique européen, les investissements et le mix énergétique.

L’analyse se concentre sur plusieurs incertitudes clés : la vitesse à laquelle l’Europe peut atteindre la neutralité climatique, le rythme de l’électrification des différents secteurs, le niveau d’intégration du réseau électrique européen, ainsi que le rôle futur de la production d'électricité d'origine nucléaire et gazière. Elle prend également en compte l’impact de nouvelles sources de demande, telles que les data centers, susceptibles d’exercer une pression supplémentaire sur les réseaux électriques et les capacités de production.

La modélisation explore deux trajectoires distinctes : 

1. Current trends : ce scénario prend en compte les évolutions actuelles du marché et l’avancement de la mise en œuvre des politiques publiques, en cohérence avec les enjeux de résilience et de compétitivité. Il prévoit une diminution progressive de l’utilisation des combustibles fossiles avec un maintien des importations, ainsi qu’une progression des énergies renouvelables et de l’électrification globalement alignée sur les tendances récentes. 
2. Policy vision : ce scénario reflète les principaux objectifs politiques de l’Union européenne — le paquet Fit-for-55, l’objectif de réduction des émissions à l’horizon 2040 et la loi européenne sur le climat — en orientant vers une trajectoire de neutralité carbone. Il exploite la période actuelle de prix potentiellement plus faibles du gaz comme une opportunité pour accélérer l’électrification et engager des investissements rapides dans les énergies renouvelables, le nucléaire et les réseaux.  

Le choix entre ces trajectoires, en particulier au cours des cinq prochaines années, aura des implications majeures sur la demande de gaz, la sécurité d’approvisionnement et les émissions de gaz à effet de serre (GES).

Le marché du gaz : un paysage en mutation et une opportunité stratégique 

Les évolutions récentes des marchés mondiaux du gaz fournissent un contexte essentiel. La situation actuelle illustre la nature cyclique du GNL. À la suite de la flambée des prix du gaz en 2022 et 2023, des investissements sans précédent ont afflué dans l’industrie du GNL. Alors qu’une partie des capacités d’exportation est déjà en expansion, la « grande vague » de nouvelles capacités de GNL devrait entrer en service au cours des cinq prochaines années.

Actuellement, la capacité mondiale d’exportation de GNL s’élève à environ 600 milliards de mètres cubes (bcm). D’ici le début des années 2030, elle devrait augmenter d’environ 50 %, pour atteindre près de 900 bcm — une expansion massive. Bien que la guerre au Moyen-Orient, qui a débuté début mars 2026, ait endommagé une partie des capacités d’exportation de GNL du Qatar pour plusieurs années, la vague globale de nouveaux projets de liquéfaction devrait plus que compenser ces pertes ainsi que la croissance prévue de la demande. Par conséquent, un excédent d’offre de GNL reste probable sur la période allant jusqu’à 2030 (figure 1).

Près de la moitié de ces investissements est réalisée aux États-Unis, avec deux implications majeures pour l’Europe. Premièrement, les exportateurs américains sont généralement price-setters sur le marché européen. Cette surcapacité pourrait contraindre le GNL américain à être valorisé à son coût marginal de court terme pour être écoulé — potentiellement entre 6 et 7 dollars américains par MMBtu (soit environ 20 €/MWh), des niveaux très proches des prix d’avant crise énergétique de 2022, considérés comme relativement bas. Une telle situation pourrait perdurer jusqu’à l’absorption de la surcapacité.

Deuxièmement, les États-Unis, étant déjà le premier exportateur mondial de GNL, et le Qatar (le deuxième) augmentant également fortement ses capacités, les deux tiers de l’offre additionnelle proviendront de ces deux seuls pays. Cela crée une dépendance à des ressources concentrées et soulève des questions importantes en matière de sécurité d’approvisionnement. Le rôle que jouera le gaz dans le futur énergétique de l’Europe déterminera son niveau de dépendance vis-à-vis de ces fournisseurs clés. Après l’invasion de l’Ukraine par la Russie, le conflit dans le Golfe persique débuté en mars 2026 a, une fois de plus, mis en évidence cette vulnérabilité. En deux semaines après le début du conflit, le prix du gaz en Europe a presque doublé, atteignant son niveau le plus élevé depuis début 2023, malgré la faible dépendance de l’Europe au pétrole et au gaz provenant de cette région.

L’évolution de la demande de gaz en Europe déterminera en grande partie la manière dont cette offre supplémentaire de GNL sera absorbée. Dans le scénario Policy vision, la demande de gaz diminue à mesure que l’électrification s’accélère et que les alternatives bas carbones montent en puissance, réduisant progressivement la dépendance de l’Europe aux importations de GNL. À l’inverse, le scénario Current trends maintient un rôle plus durable du gaz dans le mix énergétique, impliquant des importations continues de GNL, les volumes américains absorbant probablement une grande partie de l’ajustement compte tenu de leur ampleur et de leur flexibilité. L’écart entre ces deux scénarios a donc des implications directes sur la trajectoire des exportations de GNL américain vers l’Europe, influençant à la fois la dépendance aux importations et l’exposition aux dynamiques d’approvisionnement externes.

L’avenir est électrique : la stratégie centrale de l’Europe 

Les résultats de la modélisation montrent que l’avenir du système énergétique européen est fondamentalement électrique, permettant une énergie plus propre, des niveaux d’efficacité élevés et une réduction significative de la dépendance aux combustibles fossiles importés (figure 2). 

Dans le scénario Policy vision, la part de l’électricité dans les usages finaux fait plus que doubler pour atteindre près de 60 % d’ici 2050. Il convient de noter qu’il s’agit uniquement de l’électrification directe, qui n’inclut pas l’électrification indirecte, notamment via l’hydrogène produit par électrolyse destiné à un usage direct dans les industries, ainsi que la production d’e-fuels pour l’aviation et le transport maritime. L’électrification, ensemble avec l’hydrogène et ses dérivés, constitue la trajectoire la plus claire vers la neutralité climatique à l’horizon 2050 : 

Alimenter le réseau électrique : énergies renouvelables, batteries, nucléaire — et qu’en est-il du gaz ? 

Pour répondre à cette forte hausse de la demande électrique, le côté offre doit connaître une transformation radicale.  

Les énergies renouvelables sont en tête de cette dynamique. En 2025, pour la première fois, les renouvelables ont dépassé les combustibles fossiles en tant que première source de production d’électricité en Europe³. Dans le scénario Policy vision, l’éolien et le solaire représenteront environ 60 % de la production d’électricité en 2035 et près de 75 % d’ici 2050 (figure 3), ce qui nécessite un taux de croissance annuel moyen d’environ 6 % (contre 7,7 % de croissance de la production d’électricité renouvelable en 2024⁴). 

Cependant, la variabilité de l’éolien et du solaire nécessite un déploiement accéléré des batteries. Les batteries sont essentielles pour améliorer la flexibilité du système, en permettant de décaler la production renouvelable vers les périodes de moindre disponibilité. Avec des capacités installées qui devraient être multipliées par près de dix au cours de la prochaine décennie pour atteindre environ 90 GW en 2035 et dépasser 300 GW en 2050, et des coûts qui continuent de diminuer, un système reposant sur les énergies renouvelables et les batteries offre la perspective d’une énergie abordable (figure 4). 

L'industrie nucléaire bénéficie actuellement de vents favorables importants en Europe, plusieurs pays soutenant à la fois le développement de nouvelles capacités et la prolongation de la durée de vie des installations existantes⁶. Toutefois, même dans des hypothèses optimistes — avec une durée de vie portée à 60 ans (soit 20 ans de prolongation) et la réalisation de l’ensemble des projets planifiés et proposés — les nouvelles capacités devraient tout juste compenser les mises à l’arrêt (figure 5). 

Les centrales électriques à gaz jouent un rôle clé dans la sortie du charbon, comme l’illustre la transition énergétique du Royaume-Uni, où l’abandon du charbon a été largement rendu possible grâce au gaz naturel et au développement des énergies renouvelables, malgré une baisse de la production nucléaire. Des tendances similaires apparaissent en Allemagne et en Pologne, bien que ces pays se trouvent encore à des stades plus préliminaires de sortie du charbon⁸.

À l’avenir, le rôle des centrales à gaz dépendra du rythme de déploiement des énergies renouvelables : dans le scénario Policy vision, elles pourraient principalement servir de capacités de secours lors des périodes de faible production solaire et éolienne, certaines étant converties à l’hydrogène ; à l’inverse, dans le scénario Current trends, les centrales à gaz pourraient continuer à assurer un rôle durable en baseload (capacité de base) (figure 6).

L’équation économique : investissements, coûts et prix 

La transition vers l’électrification modifie fondamentalement la structure des coûts énergétiques, en déplaçant le poids des dépenses d’exploitation récurrentes élevées (combustibles) vers des investissements initiaux majoritairement en capital. Le scénario Policy vision nécessite une augmentation significative des investissements dans le secteur électrique (environ 1,16 billion d’euros de plus sur la période 2025–2050 pour les énergies renouvelables, le nucléaire, les batteries et le développement des réseaux). Toutefois, ces investissements initiaux permettent de réduire les dépenses en combustibles (d’environ 1,69 billion d’euros cumulés). Dans l’ensemble, les deux scénarios conduisent à une réduction significative de la dépendance de l’Europe aux importations de gaz naturel et à son exposition à long terme à la volatilité des prix. D’ici 2050, les dépenses annuelles en gaz naturel pour la production d’électricité diminuent d’environ 40 % dans le scénario Current trends et de 90 % dans le scénario Policy vision, comparé aux niveaux de 2024.

L’analyse montre qu’une part croissante de production à faible coût marginal (éolien et solaire) entraînera une baisse des prix moyens de gros de l’électricité à long terme. Dans le scénario Policy vision, les prix moyens pourraient passer d’environ 80 €/MWh à 60 €/MWh d’ici 2050, tandis que le scénario Current trends se traduit par des prix plus élevés (figure 7). Il est également important de prendre en compte la variabilité géographique derrière ces moyennes. Aujourd’hui, les pays disposant d'importantes ressources hydroélectriques à faible coût ou infrastructures existantes, comme la Norvège, bénéficient déjà de prix de gros structurellement plus faibles, tandis que d’autres — notamment en Europe occidentale et centrale — font face à des niveaux de prix plus élevés. Dans les résultats de l’exercice de modélisation, cette diversité persiste : les prix diminuent en moyenne en Europe, mais restent plus faibles dans les régions riches en énergie hydroélectrique et en énergies renouvelables que sur les marchés où les prix sont élevés, comme en Allemagne, à mesure que de nouvelles capacités à faible coût marginal sont déployées.

Parallèlement, la nature variable des énergies renouvelables entraîne également une plus grande volatilité des prix de l’électricité, créant un business case pour les batteries, la flexibilité de la demande et de nouveaux outils de gestion des risques de marché.

Réseau électrique hautement intégré : un impératif européen 

L’intégration décisive du réseau électrique européen est une condition préalable essentielle pour un système énergétique efficace, basé sur les renouvelables et fortement électrifié. Un réseau bien intégré réduit les coûts globaux du système en coordonnant la production et les réserves entre les pays, diminuant ainsi le besoin de capacités de production et de réserve de secours redondantes. L’analyse montre qu’un développement lent des interconnexions pourrait augmenter les coûts du système électrique jusqu’à 7 % dans le scénario Policy vision (soit environ 233 milliards d’euros).

Une capacité élevée d’interconnexion est bénéfique pour tous les pays. Le défi réside cependant dans les effets de répartition : réduire la congestion des interconnexions entraîne un alignement des prix. Les pays à prix faibles (par exemple la Norvège grâce à son hydroélectrique) peuvent voir leurs prix augmenter, tandis que ceux à prix élevés voient les leurs baisser. Cette convergence des prix n’implique pas nécessairement des coûts plus élevés pour les consommateurs des pays à prix bas. Les profits exceptionnels générés par les producteurs en raison de prix de marché plus élevés peuvent être redistribués via des mécanismes de politique publique pour compenser les consommateurs confrontés à une hausse des prix de l’électricité. Cette redistribution garantit une répartition plus équitable des bénéfices globaux d’une meilleure interconnexion.

Un appel à l’action

Les cinq prochaines années seront décisives. Que le système électrique européen suive les tendances actuelles ou subisse une transformation profonde dépend des décisions politiques et économiques prises dès maintenant. Les décideurs doivent reconnaître que souveraineté, résilience, accessibilité économique et ambition environnementale ne sont pas des objectifs concurrents : avec l’électrification et à la décarbonation, ils se renforcent mutuellement. Cela nécessite des investissements initiaux pour capturer les bénéfices à long terme. Retarder l’action risque d’enfermer l’Europe dans des coûts plus élevés et une vulnérabilité persistante.

Dans un environnement mondial favorable, avec l’arrivée de nouvelles capacités de GNL à moyen terme, les prix du gaz pourraient se relâcher par rapport aux pics récents jusqu’en 2030. La marge économique offerte par cette baisse transitoire des prix de l’énergie constitue une opportunité unique, à moyen terme, pour accélérer l’électrification et développer les sources d’énergie renouvelable domestiques. Cette transformation permettrait à l’Europe de renforcer son indépendance énergétique, de stimuler l’activité économique et de réduire ses émissions. À l’inverse, la complaisance rend le système énergétique européen vulnérable aux pressions géopolitiques et aux crises futures.

L’Europe face aux chocs énergétiques

Dans un contexte de tensions géopolitiques récurrentes, un détroit de seulement quelques kilomètres de large suffit à faire vaciller l’équilibre énergétique mondial. Dans ce nouvel épisode du podcast Power talk, nos experts décryptent l’impact des blocages au détroit d’Ormuz sur les prix du gaz et de l’électricité, et les nouvelles dépendances de l’Europe au GNL américain et qatari. S’appuyant sur cette étude prospective « Future of Power », ils explorent les deux trajectoires possibles à horizon 2050 : prolongation des tendances actuelles ou neutralité carbone. Électrification massive des usages, essor des renouvelables, rôle pivot du gaz, renouveau (relatif) du nucléaire… Le podcast revient sur les choix structurants à opérer pour transformer la crise en « prime de sécurité » énergétique pour l’Europe.  

Questions fréquentes