Changement de cap stratégique à Bruxelles. Le gouvernement belge a annoncé l’ouverture de négociations exclusives avec Engie en vue d’une reprise complète du parc nucléaire national, une opération qui marquerait un tournant majeur dans la politique énergétique du pays. Une lettre d’intention signée entre les deux parties prévoit l’étude d’un transfert de l’ensemble des activités nucléaires – soit sept réacteurs, les filiales, le personnel et les passifs associés, y compris le démantèlement – vers l’État belge. « Cette initiative reflète la décision stratégique du gouvernement d’assumer la propriété directe des actifs nucléaires », souligne le communiqué commun. Dans l’attente d’un accord, espéré d’ici au 1^er octobre 2026, les autorités ont décidé de suspendre immédiatement les opérations de démantèlement, afin de maintenir ouvertes toutes les options industrielles. Pour le Premier ministre Bart De Wever, l’objectif est clair : « opter pour une énergie sûre, abordable et durable », en réduisant la dépendance aux importations fossiles et en renforçant le contrôle national sur l’approvisionnement.

Ce repositionnement intervient dans un contexte de tensions énergétiques persistantes en Europe et de retour en grâce du nucléaire. En Belgique, l’atome représente encore environ 42 % de la production d’électricité, et le gouvernement entend en faire un pilier durable du mix énergétique, au-delà de la prolongation déjà actée de deux réacteurs jusqu’en 2035. À rebours de la stratégie d’Engie, qui souhaitait se désengager du nucléaire belge, Bruxelles assume désormais un virage souverainiste et industriel, avec en ligne de mire le développement de nouvelles capacités. Un signal fort envoyé aux marchés comme aux partenaires européens, alors que la sécurité énergétique redevient une priorité politique de premier plan.

À l’issue de la conférence inédite de Santa Marta, en Colombie, une cinquantaine de pays volontaires ont posé les jalons d’une coalition climatique affranchie des blocages structurels des négociations onusiennes, esquissant une stratégie commune pour organiser la sortie des énergies fossiles. Réunis dans une atmosphère volontairement plus souple que celle des COP, sans contrainte de consensus universel ni pression des grands producteurs absents (États-Unis, Chine, Inde, pays du Golfe), ces États – venus d’Europe, d’Amérique latine, des Caraïbes et du Pacifique – revendiquent un espace de dialogue « libéré », propice à des engagements plus directs. Cette dynamique intervient dans un contexte géopolitique marqué par la crise énergétique liée au Moyen-Orient, qui a ravivé la volatilité des prix et renforcé l’argument d’une sortie des fossiles au nom de la sécurité économique et de l’indépendance énergétique. Pour autant, derrière l’affichage d’unité, les lignes de fracture persistent. Plusieurs pays africains producteurs de pétrole et de gaz ont rappelé leur attachement à une trajectoire « progressive » et conditionnée à des soutiens financiers, soulignant les risques sociaux et économiques d’un désengagement trop rapide. « Pas de sortie, mais une réduction graduelle », résume ainsi un représentant nigérian, pointant la nécessité d’accompagner les reconversions industrielles et l’emploi. Les textes adoptés à Santa Marta, non contraignants, prennent la forme d’un corpus de recommandations et d’un « menu » de politiques publiques, appuyé par un futur groupe scientifique chargé d’éclairer les décisions nationales.

L’enjeu, désormais, est diplomatique : transformer cette initiative en levier d’influence dans les prochaines négociations climatiques, notamment à la COP31 en Turquie, où certains espèrent faire émerger des feuilles de route nationales de sortie des fossiles. Dans ce contexte, la France a marqué les esprits en présentant un calendrier explicite – fin du charbon en 2030, du pétrole en 2045 et du gaz en 2050 –, une première à l’échelle d’une économie développée. Saluée comme un signal politique fort, cette feuille de route reste toutefois confrontée à un défi de crédibilité, alors que le rythme actuel de réduction des émissions demeure inférieur aux objectifs affichés. Santa Marta n’a donc pas produit d’accord contraignant, mais pourrait bien redessiner les rapports de force en installant une avant-garde décidée à accélérer, quitte à avancer sans les grands émetteurs.

Malgré un potentiel parmi les plus favorables au monde, l’Argentine devrait connaître une expansion mesurée de ses capacités renouvelables d’ici 2035, selon une analyse de GlobalData. Le pays dispose pourtant d’atouts naturels majeurs, avec des vents puissants en Patagonie et un ensoleillement exceptionnel dans le nord-ouest. Mais ces avantages ne suffisent pas à enclencher une croissance rapide : les investissements restent contraints par un environnement macroéconomique instable, des infrastructures de transport électrique insuffisantes et des priorités énergétiques réorientées vers les hydrocarbures. Résultat, le solaire devrait passer d’environ 2,5 GW en 2025 à 7,9 GW en 2035, tandis que l’éolien progresserait de 4,5 GW à 7,6 GW, des hausses significatives mais loin d’un décollage massif. Dans le détail, le développement du solaire repose essentiellement sur des projets de grande taille dans les régions les plus ensoleillées, soutenus par des contrats privés et des financements internationaux, mais freinés par le manque de nouvelles capacités de transport et l’essoufflement des mécanismes publics d’appels d’offres. L’éolien, déjà pilier des renouvelables hors hydraulique grâce au programme RenovAr, continue de progresser mais à un rythme ralenti, là encore sous l’effet de contraintes de réseau et de financement. À ces obstacles s’ajoute un contexte économique dégradé, marqué par une inflation élevée, une forte volatilité monétaire et un coût du capital dissuasif pour les grands projets.

Surtout, la stratégie énergétique du pays reste dominée par le gaz, abondant et bon marché grâce au gisement de schiste de Vaca Muerta, qui renforce la sécurité énergétique et limite la dépendance aux importations. Cette ressource consolide le rôle des centrales thermiques, dont la capacité devrait se maintenir autour de 23 à 24 GW à l’horizon 2035, assurant la flexibilité nécessaire pour compenser l’intermittence des renouvelables. Le charbon, en revanche, est appelé à décliner fortement, passant de 770 MW à environ 120 MW. Dans ce contexte, la transition énergétique argentine s’apparente davantage à un ajustement progressif qu’à une rupture : sans amélioration des réseaux, stabilisation économique et mécanismes de soutien plus robustes, les renouvelables devraient continuer à croître, mais sans changer radicalement l’équilibre du mix énergétique.

Alors que la France accélère sa stratégie d’électrification pour sortir des énergies fossiles, un levier clé reste encore insuffisamment mobilisé : la flexibilité de la consommation. Selon le « Baromètre 2026 des flexibilités », la consommation d’électricité nationale stagne autour de 450 TWh en 2024 et 2025, un niveau stable qui « ne suit pas à ce stade les trajectoires nécessaires à la décarbonation ». Pourtant, dans un système de plus en plus dominé par les énergies renouvelables, la capacité à décaler les usages devient stratégique. « La flexibilité de consommation est désormais une opportunité tous les jours de l’année », souligne le rapport, en permettant d’adapter la demande aux moments où l’électricité est la plus abondante et la moins carbonée. Dans les faits, les signaux économiques se renforcent rapidement. En 2025, les prix de l’électricité en soirée (18h-21h) étaient en moyenne 111 % plus élevés que ceux observés en journée, illustrant l’intérêt croissant de décaler certaines consommations vers les heures creuses de l’après-midi, lorsque la production solaire est abondante. Cette évolution structurelle pourrait encore s’accentuer dans les prochaines années avec la montée en puissance des renouvelables, accentuant les écarts de prix et renforçant les incitations économiques.

Pour autant, la transformation reste progressive. Si les outils se développent – pilotage intelligent des bâtiments, nouveaux contrats d’électricité, ou encore mécanisme de notification d’échanges de blocs de consommation, dit Nebco – la diffusion à grande échelle tarde à se matérialiser. « Les courbes de consommation n’ont pas encore été déformées », constate le baromètre, malgré une montée en puissance des dispositifs et une meilleure connaissance des solutions par les consommateurs. À ce stade, la flexibilité demeure encore largement théorique, alors même qu’elle pourrait assurer près de la moitié des besoins de modulation du système électrique à l’horizon 2030. L’enjeu est désormais double : accélérer l’électrification des usages tout en développant des comportements de consommation plus dynamiques. À défaut, le risque est celui d’un système en surcapacité à certaines heures et sous tension à d’autres, avec des coûts accrus pour l’ensemble des acteurs. Dans un contexte de transition énergétique contrainte et de pression sur le pouvoir d’achat, la capacité à « consommer mieux » pourrait bien devenir aussi stratégique que celle de produire davantage.