Un géant pétrolier français et un groupe énergétique tchèque se sont alliés pour créer l’un des plus grands producteurs d’électricité au gaz d’Europe.
Ils assurent que l’accord répond au besoin européen de production d’électricité « flexible », c’est-à-dire de capacités de secours pouvant être activées lorsque la production éolienne ou solaire chute. Mais les critiques avertissent que cela pourrait au contraire enfermer le continent dans une décennie supplémentaire de dépendance aux énergies fossiles.
Le partenariat, finalisé le 29 avril, accorde à TotalEnergies une participation de 50 % dans le portefeuille de production flexible d’EPH en France, en Irlande, en Italie, aux Pays-Bas et au Royaume-Uni. Il comprend 14 gigawatts d’actifs électriques en service ou en construction, dont 12,5 GW alimentés au gaz fossile – soit l’équivalent de l’ensemble de la capacité de production électrique au gaz de la Belgique, du Danemark, du Portugal et de la Suède réunis.
En échange, EPH a reçu des actions TotalEnergies d’une valeur d’environ 5,1 milliards d’euros, ce qui en fait l’un des plus gros actionnaires du groupe français.
Un nouveau rapport du groupe de campagne Beyond Fossil Fuels (BFF) prévient que la coentreprise pourrait « approfondir la dépendance de l’Europe au gaz fossile importé à prix fort, augmenter les factures d’énergie et ralentir la transition vers les énergies propres ».
La coentreprise contribuera-t-elle à stabiliser l’approvisionnement électrique de l’Europe ?
TotalEnergies décrit cette acquisition comme un élément central de son initiative « Clean Firm Power », censée fournir à ses clients industriels une électricité bas carbone disponible 24 heures sur 24 en combinant les énergies renouvelables intermittentes avec des actifs flexibles comme des centrales électriques au gaz.
Le rapport de BFF souligne que 87 % des unités au gaz de la coentreprise, en service ou en construction, utilisent la technologie des turbines à gaz à cycle combiné (CCGT), principalement conçue pour une production d’énergie de base, soutenue et efficace, plutôt que pour une réponse rapide.
Les centrales CCGT mettent plus de temps à démarrer et sont mieux adaptées à un fonctionnement à puissance relativement stable pendant de nombreuses heures. Des recherches menées par l’ONG française Reclaim Finance ont montré que, lorsqu’elles sont utilisées pour répondre à une demande flexible, la durabilité et la rentabilité des CCGT diminuent, tandis que leurs émissions de CO2 et de polluants atmosphériques augmentent.
Les turbines à gaz à cycle ouvert (OCGT), qui peuvent démarrer et atteindre leur puissance maximale en quelques minutes, sont en général privilégiées comme solution de secours rapide pour équilibrer le réseau. Parmi les centrales en exploitation incluses dans la coentreprise, seules deux – Trapani en Sicile et Kilroot au Royaume-Uni – sont des OCGT.
Les critiques sont toutefois contestées. Le cabinet londonien de conseil en marchés de l’énergie Timera Energy note que si les turbines à cycle ouvert réagissent plus vite et se prêtent mieux à des démarrages multiples chaque jour, les centrales à cycle combiné consomment moins de gaz et émettent moins de CO2 par unité d’électricité produite.
EP Group a mis cet argument en avant lorsqu’il a été contacté pour réagir, ajoutant que tous les projets de nouvelles centrales sont conçus pour être compatibles avec l’hydrogène.
Le gaz a-t-il encore sa place dans le mix électrique européen ?
Le gaz joue encore un rôle important dans la gestion des réseaux européens. Les sources renouvelables comme le vent et le solaire étant soumises à des variations incontrôlables, les centrales au gaz peuvent monter rapidement en puissance pour combler les creux d’approvisionnement.
Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la consommation de gaz naturel pour la production d’électricité a augmenté de près de 8 % en Europe en 2025, en partie en raison de périodes de faible production éolienne et hydraulique.
L’ENTSO-E, l’organisme qui représente les gestionnaires de réseau européens, affirme que la production flexible est « essentielle pour garantir un système électrique européen sûr, efficace et résilient à mesure que la part des renouvelables continue de croître ». Mais dans un rapport publié en novembre 2025, il conclut que le stockage, une gestion plus intelligente des réseaux et une meilleure mobilisation de la flexibilité des renouvelables elles-mêmes constituent la solution de long terme pour atteindre les objectifs climatiques tout en maintenant la fiabilité.
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Pour l’instant, les gouvernements européens accordent des subventions dites de « capacité » aux producteurs d’électricité afin de maintenir leurs centrales disponibles et garantir l’approvisionnement lorsque le réseau est sous tension. Ces aides peuvent également être versées à des installations de stockage d’énergie.
Beyond Fossil Fuels a calculé qu’environ 90 milliards d’euros ont été alloués aux paiements de capacité en Europe entre 2014 et 2024, plus de la moitié allant au gaz et à d’autres actifs fossiles.
Selon BFF, la coentreprise de TotalEnergies et d’EPH, baptisée TTEP, devrait s’appuyer largement sur ces subventions, malgré l’inadéquation apparente de son portefeuille.
Dans sa présentation aux investisseurs de novembre 2025 consacrée à l’accord, TotalEnergies évoquait le « mécanisme de rémunération de capacité attractif » de l’Italie et le « marché de capacité attractif » du Royaume-Uni.
Dans son nouveau rapport, BFF affirme que plus de la moitié des centrales incluses dans la coentreprise ont été financées par des subventions des marchés de capacité entre 2015 et 2024, pour un total de plus de 4,08 milliards d’euros.
« TotalEnergies et EPH vont orchestrer une dépendance accrue au gaz fossile »
L’accord sert également le cœur de métier de TotalEnergies dans le négoce de gaz. L’entreprise estime que la coentreprise consommera environ deux millions de tonnes de GNL par an, ce qui lui garantit de fait un débouché interne pour le gaz qu’elle s’approvisionne à travers le monde. Plutôt que de se battre pour vendre ce gaz sur le marché, elle peut le céder à ses propres centrales – en encaissant des revenus à la fois en amont, sur l’approvisionnement, et en aval, sur la production d’électricité.
« Tout le monde est perdant dans cet accord – sauf les compagnies pétrolières et gazières qui encaissent déjà des profits colossaux », dénonce la campagneuse de BFF Brigitte Alarcon. « Loin de placer l’Europe sur la voie de la sécurité énergétique, TotalEnergies et EPH vont orchestrer une dépendance accrue au gaz fossile… sous le faux prétexte d’ajouter des capacités “flexgen”. »
BFF estime que, sur une période de cinq ans, ces importations pourraient coûter à l’Europe entre 6,68 et 7,56 milliards d’euros, au bénéfice principalement des industries fossiles américaine et russe. Sur la même période, l’ONG calcule que la coentreprise pourrait générer des émissions de gaz à effet de serre comparables à celles que l’Irlande ou le Danemark produisent en une année.
TotalEnergies reconnue coupable de déclarations climatiques trompeuses
Des doutes ont déjà été émis quant aux ambitions affichées par les deux groupes. En octobre 2025, un tribunal de Paris a jugé illégale la publicité de TotalEnergies sur le climat, estimant que ses affirmations selon lesquelles le « climat est au cœur de sa stratégie » étaient trompeuses, au vu de la poursuite de l’expansion de sa production de pétrole et de gaz.
La société prévoit d’augmenter sa production de GNL de 3 % par an jusqu’en 2030 et détient les plus grands projets d’expansion fossile à court terme – mesurés au nombre de pays concernés – parmi les majors pétrolières et gazières.
EPH, de son côté, est contrôlé par le milliardaire tchèque Daniel Křetínský et reste, via sa maison mère EP Group, le premier producteur de charbon en Europe. L’entreprise a annoncé vouloir sortir du charbon d’ici 2030, mais elle a davantage transféré que fermé ses actifs charbon – les cédant à une société sœur, EP Energy Transition, tout en conservant des liens communs de personnel, d’infrastructures et de financement, selon une enquête publiée en 2025 par l’ONG de veille financière FIND.
Interrogé, un porte-parole d’EP Group a déclaré qu’EPH et EP Energy Transition sont « structurellement et financièrement indépendantes » et que les bénéfices de LEAG – la société de lignite d’Allemagne de l’Est transférée par EPH à une entité sœur en 2023 – sont intégralement réinvestis dans la transformation verte plutôt que versés sous forme de dividendes.
Il a précisé que l’objectif de cette réorganisation était de « rationaliser et accélérer la transformation complexe des actifs charbon vers un modèle durable ».
Que signifie cet accord pour la sécurité énergétique de l’Europe ?
BFF, dont le rapport sur la coentreprise a été publié avant l’assemblée générale de TotalEnergies du 29 mai, soutient que l’accord aggrave plutôt qu’il ne résout l’insécurité énergétique de l’Europe – en substituant à la dépendance au gaz russe par gazoduc une dépendance au GNL échangé sur les marchés mondiaux, tout aussi exposé aux perturbations géopolitiques et à la volatilité des prix.
« Cette alliance entre EPH, premier développeur de centrales à gaz en Europe, et TotalEnergies, premier importateur européen de GNL, vise à s’assurer que ces entreprises continueront de profiter et de prolonger la dépendance de l’Europe au gaz fossile – alimentant la crise climatique et déstabilisant l’économie », déclare Rémi Hermant, chargé de campagne au sein de l’ONG Reclaim Finance, qui collabore avec BFF.
« Alors que les gouvernements se tournent de plus en plus vers un avenir énergétique plus sûr, qui ne repose pas sur les importations de gaz, les voyants devraient être au rouge pour les banques. Elles auraient tout intérêt à exclure tout soutien financier à TTEP et aux entreprises qui développent de nouvelles centrales électriques au gaz. »
TotalEnergies a été sollicitée pour réagir.
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