De la course à l’installation à la course aux systèmes : perspectives 2026 des énergies renouvelables et enjeu de compétitivité pour l’industrie britannique

Après que les énergies renouvelables ont dépassé le charbon pour la première fois au début de 2025 et sont devenues la plus grande source d’électricité au monde, le centre de gravité de la concurrence sectorielle n’est plus la vitesse des nouvelles installations, mais la capacité du système à absorber cette électricité, la possibilité pour les capitaux d’obtenir un retour prévisible, et la capacité de la chaîne industrielle nationale à se positionner dans cette reconfiguration.

Dans la table ronde thématique de janvier 2026 de Financier Worldwide sur l’énergie et les services publics, les jugements livrés du point de vue juridique et transactionnel par Seyda Duman de Milbank, Adam McWilliams de Quinn Emanuel Urquhart & Sullivan UK LLP et Oly Moir de Slaughter and May constituent précisément un cadre d’observation utilisable par les chercheurs en politique industrielle britannique.

I. Le récit climatique recule, le récit sécuritaire s’impose

McWilliams a livré un jugement riche en implications politiques : le paysage mondial des énergies renouvelables passe d’une « priorité au climat » à une « économie pilotée par la sécurité ». Au-delà des objectifs à long terme pour 2050, la Chine, l’Europe et les États-Unis placent de plus en plus la résilience des chaînes d’approvisionnement et la compétitivité industrielle sur le même plan.

Le contexte est celui de capacités de fabrication et de transformation hautement concentrées : la Chine détient plus de 80 % de la fabrication photovoltaïque mondiale, environ 75 % de la fabrication de batteries et 95 % à 97 % de la transformation des terres rares. McWilliams souligne que cette dépendance structurelle devient précisément ce que les politiques d’autres économies cherchent à « dénouer ». Pour le Royaume-Uni, cela signifie que la transition énergétique n’est plus un sujet du ministère de l’Environnement, mais un programme central du ministère de l’Industrie : les modules photovoltaïques, les cellules de batterie et les capacités de transformation des minéraux critiques constituent un enjeu de capacité industrielle du même rang que l’aéronautique et la défense.

Un constat revenu à plusieurs reprises dans ce même débat est que le fait de reformuler la décarbonation comme une question de « sécurité énergétique » est politiquement plus durable qu’une argumentation purement climatique. Selon McWilliams, le Green Deal européen, qui positionne l’éolien à la fois comme solution climatique et comme industrie stratégique, illustre précisément cette logique — l’éolien européen soutient actuellement environ 300 000 emplois et devrait devenir la première source d’électricité d’Europe en 2027.

II. La demande change d’abord : l’IA et l’électrification redessinent la courbe de charge

Moir souligne que la demande mondiale d’électricité croît désormais plus vite que la demande énergétique globale, portée par les applications d’IA, la mobilité électrique et les systèmes de refroidissement, tandis que les nouvelles capacités installées sont presque entièrement assurées par les énergies renouvelables.

McWilliams ajoute une référence d’échelle plus marquante : selon les prévisions sectorielles, la consommation électrique des centres de données pourrait dépasser, d’ici 2030, la consommation électrique totale du Japon ; dans le même temps, les goulets d’étranglement du réseau ont déjà entraîné un retard d’environ 20 % des nouveaux projets.Pour le système industriel britannique, la combinaison de ces deux informations signifie que la faisabilité de l’électrification du secteur manufacturier dépend de plus en plus des prix de l’électricité et des temps d’attente pour le raccordement, plutôt que de la capacité renouvelable totale installée. Lorsque les centres de données, les projets de fabrication avancée et les installations hydrogène rivalisent pour la capacité de raccordement dans la même file d’attente du réseau, les questions de localisation spatiale de la stratégie industrielle se transforment en questions de gestion du réseau et de séquencement des investissements.

III. Le véritable goulot d’étranglement : réseaux, stockage et flexibilité

Moir classe les contraintes de réseau parmi les principaux goulots d’étranglement du déploiement des énergies renouvelables : la file d’attente de raccordement dépasse largement la capacité disponible, ce qui nécessite des mises à niveau majeures du transport d’électricité. La troisième tendance structurelle est la flexibilité — à mesure que la part des sources intermittentes augmente, le système a besoin d’actifs capables de stabiliser le réseau : stockage de courte et longue durée (batteries, hydrogène, pompage-turbinage), nucléaire (y compris les petits réacteurs modulaires), sources d’électricité bas carbone pilotables, et centrales à gaz équipées de captage et de stockage du carbone.

Quatrième point : la tarification des instruments d’action publique. Le Royaume-Uni et d’autres pays utilisent les contrats pour différence (CfD), les marchés de capacité et le modèle de « base d’actifs régulés » (RAB) pour faire baisser le coût du capital et stabiliser les prix pour les consommateurs. Moir mentionne en particulier que le stockage d’énergie de longue durée (LDES) bénéficie d’un soutien politique : le Royaume-Uni adopte un mécanisme « plafond-plancher » (cap-and-floor), tandis que l’Italie utilise les enchères MACSE pour réduire le risque de dette et renforcer la bancabilité des projets.

La courbe de coûts du stockage elle-même redéfinit également les attentes du secteur. McWilliams souligne qu’au cours d’une semaine de 2024, la demande mondiale de batteries a dépassé la demande totale de l’année dix ans plus tôt, et a atteint pour la première fois 1 TWh ; la Chine contrôle plus de 75 % de la fabrication de cellules de batteries et, grâce à l’intégration verticale et aux économies d’échelle, dispose d’un avantage de coûts. Malgré la volatilité des matières premières, les batteries lithium-ion restent globalement moins chères. Sur le plan technologique, l’UE est en pointe dans le stockage d’énergie par air liquide, le pompage-turbinage totalise 46 GW de capacité installée dans l’UE, tandis que les batteries sodium-ion, à flux et solides servent à diversifier les risques. Sur le plan politique, l’Inflation Reduction Act américain, le règlement européen sur les batteries et la loi britannique sur l’énergie offrent une certaine certitude en matière d’exigences de recyclage et d’incitations à la fabrication.

Duman ajoute, du côté opérationnel : les opérateurs de stockage ont commencé à utiliser l’IA pour analyser les schémas météorologiques, les données historiques et les prix du marché, avec une précision de prévision supérieure d’environ 25 % à celle des méthodes traditionnelles, ce qui leur permet de charger plus précisément aux creux des prix de l’électricité et de décharger aux pics, et d’amplifier ainsi la marge d’arbitrage.

Le jugement clé ici est que le stockage passe d’un rôle de niche dans les services auxiliaires à un élément central de l’infrastructure du système. Pour le Royaume-Uni, des actifs de stockage bancables, un mécanisme de revenus pour le stockage de longue durée et une capacité de fabrication d’équipements de réseau constituent une filière industrielle qui sert à la fois la sécurité énergétique et présente un potentiel d’exportation.

IV. La crédibilité des politiques, c’est le coût du capitalLe jugement de Moir est assez direct : les investisseurs veulent de la certitude, des politiques stables et de la transparence ; les risques politiques, notamment électoraux, freinent souvent l’investissement. L’incertitude entourant l’Inflation Reduction Act a déjà ébranlé la confiance des investisseurs américains et retardé les entrées de capitaux. Par comparaison, l’Europe et le Royaume-Uni ont établi leur crédibilité grâce aux CfD, aux marchés de capacité, ainsi qu’au modèle RAB pour le transport et le stockage du CO2 et les nouvelles centrales nucléaires — ces mécanismes étant précisément conçus pour réduire le coût de financement au moyen de flux de trésorerie prévisibles. Le Clean Power 2030 britannique et le soutien ciblé au stockage de longue durée sont considérés comme un renforcement de l’engagement à long terme.

Les données américaines présentées par McWilliams illustrent l’ordre de grandeur des politiques : l’IRA devrait mobiliser plus de 1 000 milliards de dollars d’investissements d’ici 2032, les nouvelles capacités photovoltaïques installées dépassant d’environ 40 % à 50 % les prévisions d’avant l’adoption de l’IRA, et environ trois quarts des investissements dans les énergies propres allant à des comtés à revenu médian inférieur. Cette configuration a inversé les inégalités régionales d’investissement qui perduraient depuis longtemps, au moment même où la « feuille de route de Bakou à Belém » de la COP30 fixe l’objectif de 1 300 milliards de dollars par an de financement climatique d’ici 2035.

Mais Duman formule un rappel nécessaire : les investisseurs ont adopté une attitude plus prudente à l’égard des cadres d’action publique, car les politiques peuvent être retirées en raison d’un changement de gouvernement ou d’un revirement politique, et peuvent aussi entraîner des investissements mal orientés dans le secteur.

Ce point revêt une tension bien réelle au Royaume-Uni aujourd’hui. La même discussion indique clairement que le gouvernement britannique a publié un document de consultation sur l’ajustement ou la suspension de l’indice d’indexation à l’inflation (inflation escalator index) dans les crédits d’énergie renouvelable ; et l’opposition de l’administration fédérale américaine aux projets d’éolien offshore constitue également un signal de pression. Le plus important atout institutionnel de longue date du Royaume-Uni est précisément celui que Moir met en avant : « stabilité, simplicité et mise en œuvre crédible ». Tout ajustement marginal des mécanismes motivé par une pression à court terme sur les factures doit avoir pour condition préalable de ne pas nuire au coût du capital à long terme, faute de quoi les subventions économisées pourraient être compensées par un coût de financement plus élevé.

V. Hydrogène vert : de l’optimisme technologique au dilemme de la coordination

Le jugement de Moir sur l’hydrogène vert est plutôt mesuré : l’hydrogène vert est entré dans une phase de déploiement précoce ; son rôle à court terme se concentre sur les secteurs difficiles à électrifier — le chauffage industriel, le raffinage, la chimie et les carburants d’aviation durables — à condition que les coûts baissent. Plus important encore, l’engouement pour l’hydrogène vert de ces dernières années est retombé ; de nombreux projets ont été reportés ou annulés, y compris des projets ayant bénéficié de généreuses subventions publiques, et certains acteurs se sont retirés directement du marché.

Au-delà des aspects économiques, deux défis clés se posent : l’absence d’un marché d’enlèvement (offtake) et l’absence d’infrastructures de transport et de stockage à grande échelle. Autrement dit, le marché manque d’un ensemble de grands acheteurs solvables, prêts à signer des contrats à long terme et à assumer une responsabilité potentielle substantielle.Pour les trajectoires de décarbonation fondées sur des clusters industriels, cela signifie que l’obstacle central à l’hydrogène vert n’est pas la technologie des électrolyseurs, mais la conception de la bancabilité du côté de la demande : les contrats d’achat à long terme, les mécanismes de récupération des investissements dans les infrastructures partagées et les structures contractuelles répartissant les risques au niveau du projet sont les variables qui déterminent si l’hydrogène vert peut passer de la démonstration au déploiement à grande échelle.

VI. Trois jugements

Premièrement, la politique énergétique et la politique industrielle ont fusionné en un même domaine de politique publique. Lorsque le photovoltaïque, les batteries et le traitement des terres rares sont fortement concentrés, la décarbonation est une question de chaîne d’approvisionnement ; et la question de la chaîne d’approvisionnement est une question de politique industrielle.

Deuxièmement, les critères de mesure de la compétitivité passent du « coût de production d’électricité » au « coût système + coût du capital ». Celui qui résoudra plus rapidement les files d’attente de raccordement, établira plus tôt un mécanisme de revenus pour le stockage de longue durée et réduira plus efficacement le coût du financement pourra transformer l’avantage physique des énergies renouvelables en avantage de prix de l’électricité industrielle.

Troisièmement, la prévisibilité des politiques est en soi un actif industriel. La valeur des CfD, des marchés de capacité, du RAB et des mécanismes de plafond-plancher ne tient pas à l’ampleur des subventions, mais au fait qu’ils transforment les engagements politiques en flux de trésorerie valorisables.

Une phrase de McWilliams peut être l’indication la plus concise pour le Royaume-Uni au cours des cinq prochaines années : les pays capables d’approfondir leurs chaînes d’approvisionnement locales, de sécuriser les minerais critiques et de gérer efficacement la transition sociale obtiendront, dans la seconde moitié des années 2020, une croissance supérieure des investissements et des déploiements.

Variables à suivre en continu

• La réforme du raccordement au réseau et les investissements dans le transport d’électricité permettront-ils de réduire sensiblement les délais d’attente en 2026-2027 ;
• Les détails de conception du mécanisme « plafond-plancher » pour le stockage de longue durée au Royaume-Uni et la performance de financement des premiers projets ;
• L’orientation politique de l’indice d’ajustement à l’inflation des crédits d’énergie renouvelable, et son impact sur le coût de financement des CfD ;
• Les contrats d’achat à long terme d’hydrogène vert et les infrastructures partagées de transport et de stockage pourront-ils constituer un modèle d’affaires réplicable ;
• La répartition de la capacité entre la demande d’électricité tirée par l’IA et l’électrification industrielle au sein d’un même réseau électrique.