JBCH Réflexions N° 303 2 Novembre 2026
Énergie · Souveraineté
La loi Hulot est elle une loi scélérate ? Perte de Fessenheim, et de tous les hydrocarbures et les gaz de schiste
Résumé exécutif
La loi n°2017-1839 du 30 décembre 2017, dite loi Hulot, a organisé la fin de la recherche et de l'exploitation des hydrocarbures conventionnels et non-conventionnels sur l'ensemble du territoire national à horizon 2040, ce qui semble impossible aujourd'hui !!!
Couplée à la fermeture anticipée de la centrale nucléaire de Fessenheim en 2020 et à la loi énergie-climat de 2019 sur le charbon, elle constitue un tournant qui a accru par plus de 20 la dépendance importatrice de la France.
Le chiffrage consolidé fait ressortir trois postes de pertes :
En cumulé, l'abandon d'une production bas-carbone pilotable et le verrouillage du sous-sol ont transformé un exportateur net d'électricité en importateur net en 2022, au plus mauvais moment de la crise des prix.
1. Cadre juridique : ce que dit la loi Hulot
La loi met fin à la recherche ainsi qu'à l'exploitation des hydrocarbures et porte diverses dispositions relatives à l'énergie et à l'environnement 6. Depuis cette loi, il n'est plus possible de délivrer de nouveaux permis d'exploration sur l'ensemble du territoire national, y compris ultramarin [7].
Contenu clé :
- Interdiction de tout nouveau permis de recherche d'hydrocarbures liquides ou gazeux, conventionnels et non-conventionnels (gaz et huile de schiste, gaz de réservoir compact) 8
- Non-renouvellement des concessions existantes au-delà de 2040 ; 64 gisements restaient actifs en 2024 principalement dans les bassins aquitain et parisien
- Application à la Guyane et à l'outre-mer, avec une dérogation sénatoriale discutée en 2026 pour renouvellement post-2040
Production résiduelle : la production française représente environ 1% de la consommation nationale selon l'Ufip Énergies et Mobilités 9.
En 2023, l'extraction totale était de 0,6 Mtep 10. Les réserves prouvées exploitables d'ici 2036 sont évaluées de 5 à 10 millions de tonnes, soit l'équivalent de vingt années de consommation au rythme actuel 11.

2. Fessenheim : le coût d'une fermeture politique
2.1 Historique et production perdue
Fessenheim était la plus ancienne centrale française, avec près de 430 TWh produits depuis 1977, soit l'équivalent d'une année de consommation française 12.
En 2019, record à 11,9 TWh, soit 85% de la production électrique alsacienne [13]. La moyenne historique est de 11,6 TWh/an. Le calcul théorique avec 1,8 GW x 8760h x 0,85 donne 13,4 TWh 14.
La Cour des comptes a qualifié la fermeture de processus de décision chaotique, caractérisée par une indemnisation qui est trop coûteuse pour l'État 15.
2.2 Chiffrage direct
| Poste | Montant | Source |
|---|---|---|
| Indemnisation fixe | 490 M€ (100 M€ en 2019 + 80% en 2021) | Protocole EDF-État 2017 16 |
| Indemnisation variable jusqu'en 2041 | Jusqu'à 4 Md€ selon mécanisme prix de marché x volumes 900 MW | Protocole variable [17] ; rapport parlementaire Mariton/Goua 5 Md€ |
| Démantèlement | 1,4 Md€ sur 22 ans jusqu'en 2048 (700 M€ par réacteur) | EDF 2026 18 |
| Manque à gagner annuel EDF | 200 M€/an de rentabilité x 20 ans = 4 Md€ | Rapport parlementaire 2014 19 |
| Surcoût provision initiale 100 M€ vs revendication EDF 2-3 Md€ | Négociation août 2016 |
Total direct : 5,9 à 9,9 Md€ selon réalisation de la part variable.
2.3 Coût système
En 2022, pour la première fois depuis 1980, la France a été importatrice nette à hauteur de 16,5 TWh 20. Le solde commercial électrique s'est dégradé de plus de 10 Md€, soit 0,4% du PIB 21.
Si les 11 TWh de Fessenheim avaient été vendus en 2022 à 250-400 €/MWh (Q4 2022 à 910 €/MWh), le manque à gagner brut est de 2,7 à 4,4 Md€ pour la seule année 2022.
La fermeture a aussi entraîné +5 Mt CO2 par recours aux thermiques et +3,1 Mt via importations.

3. Hydrocarbures et gaz de schiste : le sous-sol gelé
3.1 Potentiel technique
L'Agence américaine d'information sur l'énergie (EIA) évalue le potentiel techniquement récupérable français à 3 900 milliards de m3 de gaz de schiste, deuxième d'Europe après la Pologne 22.
Le bassin Sud-Est concentrerait 3 900 Md m3 et le Bassin parisien 100 millions de m3 techniquement exploitables en huiles, l'un des plus prometteurs d'Europe 23 24.
Autres estimations : Bassin parisien 1 à 2 Md barils d'huiles et 500 Md m3 de gaz Sud-Est selon CGIET 2011.
3.2 Valorisation en euros
Un rapport commandé sous Arnaud Montebourg évalue le gain à 103 à 294 Md€ sur 30 ans et 225 000 emplois potentiels
La presse économique vulgarise à 290 Md€ la valeur totale des réserves non-conventionnelles bloquées depuis 2017 , décomposée à 210 Md€ pour le seul gaz de schiste.
Pour la Guyane : potentiel offshore prolongeant Guyana/Suriname. Les géologues évoquaient 30 Md barils selon OPEP, puis 5 Md barils exploitables en hypothèse haute, soit 290 Md€ à 60$ le baril 27 L'exploration a été stoppée juridiquement par la loi Hulot de 2017
| Ressource | Volume technique | Valeur marché (ordre de grandeur) |
|---|---|---|
| Gaz de schiste SE + Paris | 3 900 Md m3 | 210 Md€ |
| Huile de schiste Bassin parisien | 100 Mm3 (0,6 Md barils) | 30-50 Md€ |
| Guyane offshore (hyp. haute) | 5 Md barils | 290 Md€ |
| Total conventionnel + non-conv. métropole | 16 Md équivalent barils = 26 ans conso |
Même en retenant un taux de récupération de 10%, la perte de souveraineté correspond à 15-20 ans de consommation gazière nationale, soit 77 ans de consommation selon EIA si 100% était récupéré.

3.3 Coût d'opportunité annuel
Ce qui devrait être scandaleux et que tout le monde médiatique tait : La France importe 99% de son pétrole et 98% de son gaz 30. Avec 45,6 Mt importées en 2024 à 80-85$ le baril, la dépense pétrole est d'environ 37 Md€ 31.
RTE indique que les importations fossiles coûtent 50 à 70 Md€ chaque année, et même près de 120 Md€ lors de la crise 32 33.
Si la loi n'avait pas interdit l'exploration, une production à 10% de la consommation (objectif réaliste à 10 ans selon professionnels) économiserait 5 à 7 Md€/an de déficit commercial, soit 150 à 210 Md€ à horizon 2040.
4. Bilan souveraineté : addition globale
4.1 Flux financiers
- Facture énergétique nette : 71,2 Md€ en 2023, 124,1 Md€ en 2022 record 34, 57,8 Md€ en 2024 35, 53 Md€ en 2025 pour les fossiles 36
- Part des fossiles : 99% pétrole importé 37, 98% gaz
- GNL : 27% des importations viennent des États-Unis en 2024 (vs 11% en 2023), la France premier importateur européen de GNL avec 19% du total européen
En 2022, 16,5 TWh d'import élec à 250 €/MWh moyen = 4,1 Md€ sortis, sans compter le bouclier tarifaire 5 Md€ et les 59 M€/jour d'importations évoqués lors des pics.
4.2 Perte de souveraineté mesurable
- Souveraineté électrique : passage d'exportateur structurel (50 TWh exportés en 2023 réduisant facture de 4 Md€) à importateur en 2022.
- La fermeture de 1,8 GW pilotable bas-carbone a coïncidé avec la chute de 25% de production nucléaire et a aggravé la crise.
- Souveraineté fossile : interdiction d'explorer a figé la connaissance du sous-sol. Aucun forage d'évaluation depuis 2017, donc perte de compétence, de forages, de géologues.
- Souveraineté territoriale : Guyane paie la vitrine climatique métropolitaine. Potentiel estimé à plusieurs milliards de barils côté Suriname/Guyana, 0 côté français par interdiction.
4.3 Synthèse chiffrée 2017-2040
| Catégorie | Coût avéré / gelé | Nature |
|---|---|---|
| Fessenheim indemnisation + démantèlement | 1,89 Md€ minimum | Dépense publique directe |
| Fessenheim manque à gagner + surcoût variable | 4 à 8 Md€ | Perte EDF/État |
| Charbon (Cordemais, Saint-Avold) fermé 2027 vs 2022 prévu | 0,5 Md€ conversion manquée | |
| Hydrocarbures conventionnels non développés | 5-7 Md€/an si 10% conso | Déficit commercial évitable |
| Gaz/huile de schiste | 103-294 Md€ /30 ans | Valeur brute gelée |
| Guyane | Jusqu'à 290 Md€ hypothèse haute | Valeur brute gelée |
Lecture souveraineté : même en retenant l'hypothèse basse (100 Md€ schiste + 6 Md€ Fessenheim + 5 Md€/an x 15 ans = 75 Md€), la loi Hulot et décisions connexes représentent plus de 180 Md€ de valeur non produite ou de coûts additionnels sur 2017-2040, sans compter les 50-70 Md€ annuels d'importations fossiles qui auraient pu être partiellement substitués.
Le bénéfice climatique est faible : la production française ne couvrait que 1% de la consommation , talors que l'importation de GNL américain a un bilan carbone bien plus supérieur au gaz domestique hypothétique (fuite méthane + liquéfaction + transport).
Conclusion
La loi Hulot n'est pas une simple loi d'affichage : elle a verrouillé juridiquement le sous-sol, renoncé à plus de 3 900 Md m3 de gaz et à un bassin huilier comparable au Bakken, et servi de base doctrinale à la fermeture de Fessenheim, qualifiée de chaotique par la Cour des comptes.
Le coût n'est pas seulement budgétaire (1,4 Md€ de démantèlement, 0,49 Md€ d'indemnisation fixe), il est systémique : 10 Md€ de dégradation du solde électrique en 2022, 55-124 Md€ de facture énergétique annuelle, et une dépendance à 99% qui expose la France au prix du GNL américain et russe.
La souveraineté perdue se mesure en euros sortants : chaque TWh nucléaire fermé est un TWh importé à prix de crise, chaque baril interdit en Guyane est un baril acheté à l'étranger. À l'échelle 2017-2040, l'ordre de grandeur est de 150 à 300 Md€ de valeur énergétique non captée, pour un gain CO2 global nul à l'échelle mondiale puisque la consommation a été maintenue par importation.
LaFance a été dotée d'une grande richesse en Gaz de schiste .. Cette richesse nous est interdite par le fait de Lois mal conçues, et de fonctionnaire "idiots" ... On va bientôt des retrouver dans les derniers des industriels, et notre déficit va s'accrotre d'une façon incontrôlée ...,
© JBCH -Réflextions Novembre 2026









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