Prix du gaz, réforme du marché électrique, financement du nucléaire et avenir de l’hydrogène : derrière le consensus sur la compétitivité européenne, les divergences sur les moyens de relancer l’industrie se creusent. En 2024, le rapport Draghi Son constat est double. Le diagnostic de départ demeure largement partagé : le coût de l’énergie pénalise la compétitivité de l’industrie européenne face aux États-Unis et à la Chine. Mais plusieurs solutions avancées par Draghi pourraient produire des effets contraires à ceux recherchés selon 11 spécialistes européens et internationaux de l’énergie parmi lesquels Ana Stanič, juriste spécialisée en droit de l’énergie chez E&A Law, Anne-Sophie Corbeau, chercheuse au Center on Global Energy Policy de l’université Columbia, Anouk Honoré, chercheuse à l’Oxford Institute for Energy Studies ou encore Andris Piebalgs, ancien commissaire européen à l’énergie et associé à l’European University Institute. En cause : une centralisation accrue des achats de gaz, certaines orientations de réforme du marché de l’électricité, le coût du nouveau nucléaire et des investissements dans l’hydrogène insuffisamment adossés à une demande industrielle réelle. L’enjeu dépasse la seule politique énergétique. Il concerne directement les choix d’investissement des entreprises, l’avenir des sites industriels européens et la capacité de l’Union à préserver son autonomie économique.

Selon les données reprises dans l’étude d’Oxford, les prix du gaz payés en Europe étaient, au moment du rapport Draghi, trois à cinq fois supérieurs à ceux observés aux États-Unis. Pour l’électricité, l’écart atteignait deux à trois fois les prix américains, sur la base des données de 2023. Les industries fortement consommatrices d’énergie ont été particulièrement exposées. Le rapport Draghi faisait état d’un recul de leur production de 10 % à 15 % entre 2021 et 2024. Deux ans plus tard, la normalisation partielle des marchés énergétiques n’a pas suffi à effacer les conséquences du choc de 2022. D’après l’OIES, le prix moyen du gaz sur le marché de référence néerlandais TTF s’est établi autour de 36,3 euros par mégawattheure en 2025, contre 12 euros ou moins en moyenne en 2019 et 2020. Autrement dit, malgré le reflux des prix après la crise, le gaz européen coûtait encore environ trois fois son niveau moyen d’avant-crise. Cette situation constitue un handicap pour la chimie, la métallurgie, les engrais, le verre ou encore certaines activités de transformation industrielle. Pour ces secteurs, la question n’est plus uniquement de réduire leurs émissions de CO₂. Elle est de savoir si leurs futures capacités de production seront implantées en Europe ou dans des régions bénéficiant d’une énergie structurellement moins chère.

C’est l’un des points de désaccord les plus marqués entre les auteurs de l’étude et les propositions de Mario Draghi. Le rapport de 2024 préconisait notamment de renforcer les achats groupés de gaz, de développer les contrats de long terme et d’envisager des mécanismes de prix davantage liés aux coûts d’approvisionnement. L’objectif : limiter la volatilité et améliorer le pouvoir de négociation de l’Union européenne. Mais les chercheurs de l’OIES contestent l’idée selon laquelle une centralisation accrue des achats permettrait mécaniquement de faire baisser les prix. Leur argument repose sur le fonctionnement du marché mondial du gaz naturel liquéfié (GNL). Dans un marché où les cargaisons peuvent être réorientées vers les acheteurs les plus rémunérateurs, les relations politiques ou la puissance d’achat collective ne garantissent pas, à elles seules, un approvisionnement moins coûteux. Les auteurs mettent également en garde contre l’adoption de mécanismes de tarification fondés sur les coûts de production, susceptibles selon eux de rigidifier les marchés et d’affaiblir les bénéfices de la concurrence. L’évolution des contrats gaziers illustre cette transformation. En Europe, au sens géographique retenu par l’enquête de l’International Gas Union citée dans l’étude, la part des prix indexés sur les marchés gaziers est passée de 15 % en 2005 à 84 % en 2025, tandis que celle de l’indexation pétrolière a reculé de 78 à environ 16 %. Les chercheurs rappellent que cette libéralisation avait permis, durant une partie des années 2010, de bénéficier de prix inférieurs à ceux des anciens contrats indexés sur le pétrole. Le débat oppose donc deux conceptions de la sécurité énergétique européenne : une coordination politique plus forte des approvisionnements, d’un côté, et le maintien de mécanismes concurrentiels de formation des prix, de l’autre.

La crise énergétique a profondément transformé la géographie des approvisionnements européens. Selon l’OIES, les importations de GNL de l’Union européenne ont atteint 145 milliards de mètres cubes en 2025, dont environ 80 milliards en provenance des États-Unis. Le GNL représentait alors environ 43 % de la consommation européenne de gaz. Dans le même temps, les importations de gaz russe étaient tombées à un peu plus de 37 milliards de mètres cubes. Ces évolutions traduisent une recomposition géopolitique majeure. L’Union européenne a réduit son exposition aux livraisons russes, mais sa sécurité énergétique dépend désormais davantage des échanges mondiaux de GNL et de la capacité de production de ses fournisseurs. L’OIES souligne notamment que les prix du gaz américain ne sont pas à l’abri de la volatilité. Le coût d’achat du GNL doit également intégrer la liquéfaction, le transport et les conditions commerciales des contrats. Pour Bruxelles, le défi consiste donc à diversifier les approvisionnements sans recréer une dépendance excessive à un fournisseur ou à une seule forme d’énergie. Cette équation est d’autant plus complexe que les scénarios étudiés par les chercheurs situent encore la demande européenne de gaz entre 200 et 300 milliards de mètres cubes en 2035.

Autre sujet sensible : le fonctionnement du marché européen de l’électricité. Le rapport Draghi insiste sur la nécessité de réduire l’influence des prix du gaz sur les factures électriques des entreprises, notamment en développant les contrats d’achat d’électricité à long terme, ou PPA, et les contrats pour différence, ou CfD. Les chercheurs soutiennent l’intérêt de ces instruments pour sécuriser les investissements et stabiliser les revenus des producteurs. Ils défendent toutefois le maintien du principe de tarification marginale sur le marché de gros. Ce mécanisme, régulièrement critiqué depuis la crise énergétique, permet de rémunérer les moyens de production mobilisés en fonction du coût de la dernière unité nécessaire pour satisfaire la demande. Selon les auteurs, il conserve une utilité économique essentielle : orienter les décisions de production et de consommation en fonction de la disponibilité réelle de l’électricité. La difficulté réside moins, à leurs yeux, dans l’existence de ce mécanisme que dans l’insuffisance des outils permettant de protéger durablement les industriels contre la volatilité. L’étude préconise ainsi de mieux articuler les signaux de prix de court terme, les contrats de long terme, les mécanismes de capacité et la flexibilité de la demande. Pour les entreprises électro-intensives, la question est déterminante. Un prix compétitif ne suffit pas : il faut également pouvoir sécuriser ce prix sur une durée compatible avec les investissements industriels.

La modernisation des réseaux constitue l’un des grands chantiers de la politique énergétique européenne. Sur ce point, les auteurs rejoignent Mario Draghi : les infrastructures électriques sont indispensables à l’intégration des énergies renouvelables, à l’électrification de l’industrie et au développement des échanges transfrontaliers. Mais ils contestent une approche qui privilégierait trop systématiquement la construction de nouvelles capacités. Selon l’OIES, une meilleure coordination des gestionnaires de réseaux, le stockage, la gestion intelligente de la recharge des véhicules électriques et l’effacement de certaines consommations pourraient limiter une partie des investissements nécessaires. Cette distinction est économiquement importante. Construire davantage de lignes et de postes électriques implique des dépenses d’investissement élevées, des délais administratifs et, à terme, des coûts supportés par les utilisateurs du réseau. À l’inverse, mieux exploiter les infrastructures existantes peut contribuer à réduire le coût global du système énergétique. Le débat est aussi politique : la multiplication des interconnexions ne produit pas les mêmes effets sur les prix dans tous les pays. Lorsqu’une interconnexion entraîne une hausse des prix sur un marché exportateur, son acceptabilité peut devenir un sujet de conflit entre gouvernements. L’intégration énergétique européenne suppose donc de résoudre non seulement des contraintes techniques, mais aussi des divergences d’intérêts nationaux.

Sur le nucléaire, l’étude reconnaît la pertinence du diagnostic de Mario Draghi. Une production électrique pilotable et faiblement émettrice de carbone peut jouer un rôle important dans la sécurité d’approvisionnement et la compétitivité industrielle. Mais les chercheurs soulignent une faiblesse majeure du raisonnement : la reconnaissance des avantages du nucléaire ne règle pas la question du coût de construction des nouveaux réacteurs. L’OIES évoque un besoin d’investissement de l’ordre de 500 milliards d’euros pour le nouveau nucléaire européen, montant présenté dans son analyse des enjeux de financement. Les auteurs estiment que les difficultés d’exécution des grands projets, les dérives de coûts et les délais de construction compromettent aujourd’hui la compétitivité de cette filière. Leur critique vise notamment la capacité de l’industrie européenne à construire de nouveaux réacteurs à des coûts maîtrisés. Pour la France, qui mise sur la relance du nucléaire et la filière EPR, ce débat est particulièrement stratégique. Il pose trois questions : comment améliorer la productivité des chantiers, comment mobiliser les capitaux privés et comment adapter les mécanismes européens de financement sans créer de distorsions excessives de concurrence ? La compétitivité du nucléaire ne peut donc être appréciée uniquement au regard de sa disponibilité ou de ses émissions de carbone. Elle dépend également du coût du capital, de la maîtrise industrielle des projets et des modalités de financement.

Le développement de l’hydrogène bas carbone constitue un autre pilier de la stratégie européenne de décarbonation industrielle. Il doit notamment contribuer à réduire les émissions des secteurs difficiles à électrifier directement, comme certaines activités chimiques ou sidérurgiques. Mais l’OIES appelle à davantage de prudence sur la taille du marché futur. Les chercheurs considèrent que le rapport Draghi ne démontre pas suffisamment que la demande d’hydrogène se développera à une échelle justifiant l’ensemble des investissements envisagés dans la production, les importations et les infrastructures. Trois obstacles sont identifiés : des coûts européens de production d’hydrogène renouvelable relativement élevés, une demande encore limitée et un décalage entre les projets d’offre et les besoins des consommateurs. Le risque économique est celui d’infrastructures coûteuses, construites avant que les industriels ne soient prêts à acheter les volumes prévus. Cette interrogation concerne directement l’utilisation des subventions publiques. Faut-il financer en priorité les capacités de production, les réseaux de transport ou les projets industriels capables de garantir une consommation effective ? Pour les chercheurs, la politique européenne doit davantage prendre en compte cette réalité commerciale, sous peine de fragiliser la compétitivité qu’elle cherche précisément à restaurer.

Au-delà des divergences techniques, l’étude intervient dans un contexte de mise en œuvre encore partielle des recommandations de Mario Draghi. Les évaluations citées par l’OIES témoignent de ce décalage. L’Institut Montaigne estimait en juin qu’environ 30 % des recommandations avaient été mises en œuvre 18 mois après la publication du rapport. De son côté, l’European Policy Innovation Council évaluait leur taux d’application à moins de 16 % en juillet dernier. Ces chiffres reposent sur des méthodes d’évaluation distinctes et ne doivent donc pas être interprétés comme des mesures directement comparables. Ils illustrent néanmoins la difficulté à transformer une stratégie européenne ambitieuse en décisions opérationnelles. La Commission européenne a engagé plusieurs initiatives inspirées du rapport Draghi, notamment autour de la politique industrielle, de l’énergie abordable et de la simplification réglementaire.

Mais la question centrale demeure : comment concilier les objectifs climatiques européens, les contraintes budgétaires nationales et la nécessité de réduire rapidement les coûts de production ? Pour les États membres, les réponses ne sont pas nécessairement identiques. La France dispose d’un parc nucléaire important, l’Allemagne conserve une forte exposition aux enjeux gaziers et industriels, tandis que d’autres pays privilégient davantage les renouvelables ou les interconnexions. Ces différences compliquent l’émergence d’une politique énergétique unique et rendent particulièrement sensibles les arbitrages sur les aides publiques, les investissements et les règles de marché.

En résumé, deux ans près la remise du rapport Draghi, le collectif de chercheurs remet une pièce dans la machine de la difficile transition vers une énergie qui ne doit « pas seulement être décarbonée » mais aussi « compétitive« . La baisse du coût de production d’une technologie doit être appréciée avec les dépenses de réseaux, de stockage, de flexibilité, de financement et de sécurisation de l’approvisionnement. De même, la création de nouvelles capacités énergétiques ne garantit pas à elle seule le maintien des activités industrielles si les prix effectivement supportés par les entreprises demeurent trop élevés. C’est sur ce terrain que se jouera une partie de la crédibilité économique du projet européen.