Après le choc d’Ormuz, les renouvelables deviennent un enjeu de sécurité énergétique

La perturbation du détroit d’Ormuz rend plus concrète une leçon déjà tirée des crises énergétiques récentes : la sécurité énergétique ne consiste pas uniquement à sécuriser une cargaison supplémentaire de pétrole ou de gaz. Elle consiste aussi à diminuer, à terme, la part des besoins économiques qui dépend de combustibles achetés sur les marchés internationaux.

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) a qualifié le choc d’approvisionnement au Moyen-Orient de plus grande perturbation de l’histoire du marché pétrolier. En mars 2026, l’offre mondiale de pétrole a reculé de 10,1 millions de barils par jour, sous l’effet des attaques contre les infrastructures énergétiques et des restrictions à la circulation des pétroliers dans le détroit d’Ormuz. 47 À cette échelle, l’éolien, le solaire, le stockage, les réseaux électriques, les installations photovoltaïques en toiture et l’électrification sont de plus en plus considérés comme des infrastructures de résilience.

Produire de l’électricité sur place, un atout stratégique

Pétrole, gaz naturel liquéfié (GNL) et charbon restent exposés aux goulets d’étranglement maritimes, aux fournisseurs extérieurs et aux variations brusques de prix. L’éolien et le solaire dépendent certes d’équipements, de matières premières et d’un réseau opérationnel, mais leur fonctionnement ne requiert pas un flux continu de combustible importé.

Cette différence modifie l’objectif des politiques publiques. Développer une production électrique bas carbone domestique peut réduire, avec le temps, l’exposition aux chocs sur les prix des combustibles. Le stockage et la flexibilité de la demande rendent cette électricité davantage utilisable lorsque le soleil ou le vent font défaut. L’électrification des transports et du chauffage peut étendre ces bénéfices au-delà du secteur électrique, à condition que la production propre et les réseaux progressent en même temps que la demande.

Il ne s’agit pas de remplacer les outils traditionnels de sécurité énergétique — réserves stratégiques, diversification des approvisionnements, mesures d’urgence pour réduire la demande — mais de les compléter. Avant le conflit, près de 20 millions de barils par jour transitaient par Ormuz ; de mars à mai, les flux moyens sont tombés à 2,7 millions de barils par jour, selon l’AIE. 38

En Europe, le défi se déplace vers les réseaux et les autorisations

L’accélération des installations éoliennes en Europe illustre ce changement. Le continent a mis en service 8,8 GW de nouvelles capacités au premier semestre 2026, soit 30 % de plus qu’au premier semestre 2025. L’Allemagne a représenté 3,4 GW de ce total et WindEurope prévoit 24 GW de nouvelles capacités sur l’ensemble de l’année. 5

L’enjeu stratégique ne se résume pas au nombre d’éoliennes. Selon WindEurope, les capacités ajoutées au premier semestre peuvent produire assez d’électricité pour environ sept millions de foyers européens et remplacer des importations de combustibles fossiles équivalentes à 25 méthaniers de GNL par an. 5 Cette comparaison est indicative : elle ne mesure pas directement le gaz évité à chaque heure. Elle traduit toutefois la logique poursuivie : davantage de production locale signifie moins de combustibles à acheter et à transporter.

Les principaux freins se situent désormais autant en aval qu’au stade de la production :

• Les autorisations et la réalisation des projets déterminent si les capacités annoncées deviennent réellement opérationnelles.
• Les réseaux de transport et les raccordements offshore sont nécessaires pour acheminer l’électricité jusqu’aux consommateurs.
• Le stockage, la flexibilité de la demande et les interconnexions aident à gérer la variabilité et à réduire le recours aux centrales à gaz pour équilibrer le système.
• Le solaire en toiture et l’électrification peuvent répartir la production et réduire l’exposition des ménages aux coûts des combustibles, selon les tarifs, les règles de raccordement et les conditions de financement locales.

Le choc a également mis en évidence le coût macroéconomique de la dépendance aux importations. L’inflation annuelle dans la zone euro est passée de 2,9 % en juillet à 3,3 % en août, tandis que l’inflation énergétique atteignait 14,3 %. 59 En septembre, la Banque centrale européenne (BCE) a relevé son taux directeur de 25 points de base, à 2,50 %, en invoquant la poussée d’inflation liée à l’énergie et le risque de pressions durables sur les prix. 53

En Asie, le stockage devient le lien entre renouvelables et fiabilité

Pour les économies asiatiques fortement dépendantes des importations, l’enjeu ne porte pas seulement sur le volume de renouvelables à installer. Il s’agit aussi de pouvoir les utiliser de manière fiable aux heures de forte demande. Le stockage d’énergie devient donc un élément central de la stratégie.

Le Plan national de l’électricité indien prévoit un besoin de 73,93 GW et de 411,4 GWh de stockage à l’horizon 2031-2032. Cet ensemble comprend 47,24 GW et 236 GWh de stockage par batteries, ainsi que 26,69 GW et 175 GWh de stations de pompage-turbinage. 29 Le stockage est ainsi planifié comme une infrastructure de réseau, et non plus comme un simple complément aux centrales solaires.

L’ampleur du chantier reste considérable. Un rapport sectoriel recensait 8,7 GWh de stockage stationnaire par batteries installés en Inde au premier semestre 2026 et environ 53 GWh de projets en cours d’exécution. 17 Les méthodes de comptage diffèrent selon les sources — batteries seules ou batteries et hydraulique de pompage-turbinage — et les comparaisons exigent donc de préciser les périmètres. La tendance est néanmoins nette : un système électrique dominé par les renouvelables a besoin de moyens de stockage, de réseaux de transport et de règles de marché qui valorisent la flexibilité.

Plus largement en Asie, les grands objectifs de capacités renouvelables et de stockage peuvent alimenter un portefeuille de projets : appels d’offres, contrats d’achat de long terme, modernisation des réseaux et investissements industriels. Leur effet dépendra moins des objectifs affichés que de la capacité des projets à obtenir un raccordement, un financement et des conditions d’exploitation crédibles.

Une résilience indispensable, mais plus coûteuse à financer

La volatilité des carburants renforce l’argument en faveur d’une électricité propre produite localement. Mais le même choc peut rendre la transition plus difficile à financer à court terme. La hausse du pétrole, du gaz et du GNL alourdit les factures des ménages, des transports et de l’industrie. Si l’inflation s’installe, des taux d’intérêt plus élevés renchérissent le financement d’actifs intensifs en capital, comme les parcs éoliens, les lignes électriques ou les batteries.

C’est le dilemme des décideurs : les infrastructures qui doivent réduire l’exposition future aux chocs de prix doivent être construites alors même que la crise pèse sur les budgets publics et les bilans des entreprises.

Une définition plus large de la sécurité énergétique

La crise d’Ormuz ne rend pas les instruments conventionnels de sécurité énergétique inutiles. Elle en élargit la définition. Les stocks stratégiques et la diversification des fournisseurs restent indispensables en cas d’urgence, mais ils ne suppriment ni l’exposition aux prix mondiaux, ni le risque lié aux routes commerciales touchées par les conflits.

Une stratégie de résilience plus durable associe donc ces protections à une production renouvelable domestique, au stockage, à des réseaux plus robustes, à la flexibilité de la demande électrique et à l’électrification. L’objectif n’est pas une indépendance énergétique absolue, mais une exposition moindre à la partie la plus volatile du système : le combustible qui doit continuer d’arriver, à un prix que les marchés et la géopolitique peuvent soudainement bouleverser. 47529