Énergie aux Pays-Bas

Carte des gisements gaziers néerlandais, dont le champ principal situé sous Groningue

Les réserves prouvées de gaz naturel des Pays-Bas étaient estimées par BP à 600 milliards de m³ fin 2018 (20,7 trillions US de pieds cubes), soit 18 années de production au rythme de 2018. Elles représentent 0,3 % du total mondial. La production s'élève à 32,3 milliards de m³ en 2018, en baisse de 16 % en 2018 et de 54 % depuis 2008 ; elle ne couvre plus que 90 % de la consommation du pays : 35,7 milliards de m³[9].

La production de gaz naturel des Pays-Bas est très importante : 43 915 Mm³ (millions de mètres cubes) en 2017 ; elle couvre encore les besoins en gaz du pays (41 097 Mm³) et l'excédent est exporté (1 724 Mm³ d'exportation nette en 2017). Démarrée en 1947, elle est restée modeste jusqu'en 1964 (869 Mm³), puis a décollé jusqu'à atteindre un pic à 97 953 Mm³ en 1977 ; ensuite elle a régressé jusqu'à 72 011 Mm³ en 1982, puis s'est stabilisée entre 70 000 et 90 000 Mm³ pendant 30 ans, avant de plonger rapidement à partir de 2014[10].

Le gisement de Groningue, le plus grand gisement de gaz naturel d'Europe occidentale, fut découvert en 1959, dans la province de Groningue au nord des Pays-Bas. Les réserves furent évaluées à quelque 2 820 Unité de l'industrie du pétrole et du gaz^Gm 3 (soit 100 Tcf, ou 17 Gep), ce qui en faisait un des plus gros gisements connus dans le monde. Le gouvernement incita les particuliers et les industries à convertir leurs équipements pour utiliser du gaz au lieu de charbon. L'infrastructure de distribution nécessaire fut mise en place, et Groningue alimenta une conversion massive de l'économie néerlandaise à ce combustible, favorisant de plus les exportations. Les mines de charbon du pays furent fermées.

En 1975, Groningue produisit environ 80 Gm³ de gaz, soit 80 % de la production du pays. Mais à cette époque la politique changea : les chocs pétroliers ayant prouvé que les hydrocarbures étaient plus précieux qu'on ne le pensait, et l'optimisme sur l'avenir de l'énergie nucléaire étant de plus en plus remis en cause, il fut alors décidé de :

1. Limiter la production de gaz de Groningue en dessous de sa capacité technique.
2. Développer aussi vite les petits gisements (inférieurs d'au moins deux ordres de grandeur en taille), dont environ la moitié sont offshore. Groningue restera un fournisseur majeur de gaz européen jusqu'en 2030 au moins.

Le Premier ministre néerlandais Mark Rutte a annoncé le 29 mars 2018 la fin de l'extraction du gaz de Groningue : elle sera réduite à 12 milliards de mètres cubes par an d'ici 2022 (contre 54 milliards en 2013 et 80 milliards dans les années 1970) pour tomber à zéro avant 2030. Cette décision est motivée par la multiplication des tremblements de terre causés par les poches de vide souterraines créées par l'extraction du gaz. Apparus à la fin des années 1980, ces séismes, limités à quatre par an entre 1991 et 2002, se sont multipliés avec un record de 29 glissements de terrain enregistrés en 2011 ; leur intensité ne dépassait pas une puissance de 3 sur l'échelle de Richter pour les premiers, mais en 2012 un tremblement de terre d'une puissance de 3,6 a endommagé des milliers d'habitations, suivi par un autre presque aussi fort (3,4) en janvier 2018, dépréciant la valeur des maisons dans la région[11].

Le programme énergétique publié par le gouvernement en 2017 annonce une politique de résorption progressive de l'utilisation du gaz naturel par des incitations aux économies d'énergie, en particulier par l'isolation des logements, la fin des constructions de nouvelles infrastructures gazières, le développement des réseaux de chaleur[4].

Le gouvernement néerlandais a décidé en septembre 2019 d'avancer de huit années l'arrêt du gisement de Groningue, qui était programmé en 2030 et est désormais fixé à la mi-2022. Cette décision a été prise en réponse à la colère des riverains de ce gisement, qui subissent des mini-tremblements de terre dont certains ont endommagé des bâtiments. La production tombera dès 2020 en dessous de 12 milliards de mètres cubes, niveau considéré comme « sûr » pour éviter les dégâts, alors que le gisement produisait plus de 50 milliards de mètres cubes il y a cinq ans[12].

La production de pétrole des Pays-Bas n'a jamais été très importante : en 2017, elle atteint 63,5 PJ, soit 3,6 % de la production d'énergie du pays ; depuis 1946, elle n'a dépassé 100 PJ qu'en 1965 et 1966 ainsi que de 1983 à 2007, avec un pic à 214 PJ en 1986[8].

Du fait de l'épuisement des ressources, les 155 plates-formes offshore encore en service dans les eaux territoriales néerlandaises vont devoir être démantelées ; seules 75 d'entre elles devaient encore être en service en 2026 ; de plus, 700 puits sous-marins doivent être bouchés. Le chantier devrait coûter au moins 5 milliards d'euros ; il est mené par Energie Beheer Nederland (EBN), une société détenue à 40 % par l'État néerlandais ; les compagnies pétrolières bénéficient par ailleurs de réductions d'impôt au titre de ces travaux de démolition[13].

La production de charbon des Pays-Bas couvrait la majeure partie des besoins d'énergie dans l'immédiat après-guerre : 241 PJ sur 362 PJ en 1946 ; elle a connu un pic à 350 PJ en 1952, puis a décliné jusqu'à son arrêt définitif en 1975[8].

Les importations de pétrole brut (64,2 Mtep) et de produits pétroliers (84,7 Mtep) en 2019 représentent 74,3 % des importations d'énergie du pays ; la majeure partie est réexportée : 0,9 Mtep de brut et 107,2 Mtep de produits pétroliers, après raffinage du brut importé ; Rotterdam est le principal port d'importation de pétrole en Europe. La consommation intérieure de pétrole et produits pétroliers (25,3 Mtep) ne représente que 17 % des importations[1].

Les Pays-Bas ont importé 42,3 Mtep de gaz naturel en 2019 et en ont exporté 34,2 Mtep ; le solde importateur de 8,1 Mtep succède à des soldes exportateurs de 26 % de la production nationale en 2016 et 47 % en 2013[1].

Au 31 décembre 2016, les Pays-Bas disposaient de 34 637 MW de puissance installée (6 390 installations)[24], répartie en :

• centrales de cogénération (4 018 installations): 12 728 MWe et 63,2 TJ/h de chaleur, dont :
  • moteurs à combustion interne (3 857 installations): 3 229 MWe et 15,6 TJ/h ;
  • turbines à vapeur (44 centrales): 1568 MWe et 9,1 TJ/h ;
  • centrales à cycle combiné gaz (46 centrales): 5 806 MWe et 26,4 TJ/h ;
  • turbines à gaz (67 centrales): 1 022 MWe et 12,1 TJ/h ;
• centrales électriques (2 372 installations) : 2 004 MW, dont :
  • turbines à vapeur (16 centrales): 7 882 MW ;
  • centrales à cycle combiné gaz (14 centrales): 8 244 MW ;
  • centrale nucléaire (1 centrale) : 510 MW ;
  • centrales hydroélectriques (7 centrales): 37 MW ;
  • éoliennes (2 331 éoliennes) : 4 257 MW ;
  • solaire : 2 049 MW ;
  • autres (3 installations) : 25 MW.

Amercentrale (centrale de l'Amer) à Mont-Sainte-Gertrude.

La centrale de l'Amer (Amercentrale) une centrale au charbon de la compagnie Essent, sur la rive gauche de la rivière Amer dans la commune de Mont-Sainte-Gertrude (Geertruidenberg) dans la province du Brabant-Septentrional ; cette centrale mise en service en 1952 est la plus puissante centrale au charbon des Pays-Bas, avec deux groupes qui produisent 1 245 MW d'électricité plus 600 MW de chaleur pour le chauffage urbain et les serres horticoles.

Centrale de Hemweg en 2009.

La centrale de Hemweg (Nuon-Vattenfall) au nord d'Amsterdam dispose d'une unité à charbon (1994) de 630 MW et d'une unité à gaz (1979) qui va être remplacée par une nouvelle unité de 435 MW au rendement record de 59 %[26].

La centrale à cycle combiné gaz de Magnum de Nuon-Vattenfall (1311 MWe) à Eemshaven près de Groningue a été mise en service en 2012-2013 ; elle a un rendement de 58 % ; Vattenfall souhaite en faire un cycle combiné à gazéification intégrée qui transformera du charbon et de la biomasse en gaz, mais un accord avec les associations environnementalistes l'engage à repousser ce projet à 2020[27].

Centrale de l'Eems à Eemshaven en 2012.

Centrale de Maasvlakte en 2010.

centrales en construction :

• Eemshaven (RWE Energy Nederland) : 2x800 MW, charbon/biomasse, chantier lancé en 2009, mise en service attendue en 2014[33].
• Maasvlakte Electrabel (GDF SUEZ Energie Nederland) : 800 MW, charbon/biomasse, chantier lancé en 2009, mise en service attendue en 2013[33].

Site de la Centrale nucléaire de Borssele en 2005.

La seule centrale nucléaire en activité aux Pays-Bas est la centrale nucléaire de Borssele, dotée d'un réacteur à eau pressurisée de 485 MWe mis en service en 1973 près du village de Borssele sur la presqu'île de Zuid-Beveland, en Zélande, au sud du pays. À l'origine, elle avait été construite principalement pour fournir de l'électricité à coût modéré pour une fonderie d'aluminium, installée à proximité par le groupe français Pechiney, qui pendant de nombreuses années a consommé les deux tiers de la production de la centrale. Elle appartenait à la société EPZ, filiale commune (50/50) aux groupes Essent et Delta. Après le rachat d'Essent par l'allemand RWE, les parts d'Essent dans EPZ ont été transférées à une nouvelle compagnie (Energy Resources Holding, ERH) appartenant aux autorités provinciales et municipales, dont celles qui étaient déjà à l'origine actionnaires d'Essent.

La politique gouvernementale a changé à plusieurs reprises au sujet du nucléaire : en 1994, le gouvernement et le parlement décidèrent de fermer la centrale de Borssele en 2004. Mais, à la suite des actions en justice des propriétaires et des employés de la centrale et de changements politiques en 2002, la fermeture fut repoussée à 2013, ce qui laissait la centrale accomplir exactement sa durée de vie initialement prévue de 40 ans. Au cours des dernières années l'énergie nucléaire est devenue moins sujette à controverses aux Pays-Bas et est de plus en plus considérée comme l'un des moyens de réduire les émissions de CO₂ et d'accroître l'indépendance énergétique nationale. Finalement, le gouvernement a décidé en 2006 que Borssele resterait en fonctionnement jusqu'en 2033.

Delta a déposé en 2009 un dossier préliminaire auprès du ministère concerné en vue de l'autorisation pour la construction d'un nouveau réacteur à Borssele, dont elle prévoyait la mise en service pour 2018[35] ; la demande finale d'autorisation devait être déposée en 2011, pour un réacteur de 1000 à 1 600 MW ; mais en janvier 2012, Delta a annoncé le report pour deux ou trois ans de sa décision de construire, du fait du climat défavorable causé par la crise : faible demande, bas prix de gros de l'électricité, surcapacité, etc. ERH avait également annoncé en 2010 son intention de construire une nouvelle centrale pouvant atteindre 2 500 MW, dont le chantier aurait débuté en 2015 pour s'achever en 2019[36].

En décembre 2018, Klaas Dijkhoff, chef du groupe parlementaire du VVD (Parti populaire libéral et démocrate), le parti du premier ministre Mark Rutte, a proposé de construire une nouvelle centrale nucléaire. Un sondage en date du 7 novembre 2018 révèle que 54 % des Hollandais sont favorables à l’utilisation de l’énergie nucléaire contre seulement 35 % d’avis défavorable[6].

La centrale nucléaire de Dodewaard (58 MWe), la première centrale nucléaire construite aux Pays-Bas, mise en service en 1969, a été définitivement arrêtée en 1997, sept ans avant l'échéance initiale, et est en cours de démantèlement.

Les deux réacteurs de Petten (réacteur à haut flux - HFR 45 MWth et réacteur à bas flux -LFR 30 kW), mis en service en 1960, sont des réacteurs de recherche et d'essais, et produisent des radio-isotopes à usage médical (60 % des besoins européens et 30 % des besoins mondiaux) ; le HFR appartient à la Commission européenne ; le gouvernement néerlandais a approuvé en janvier 2012 le remplacement du HFR par un nouveau réacteur : Pallas, qui serait mis en service en 2022[36].

L'université de technologie de Delft possède en outre un réacteur de recherche de 2 MWth[37].

Un sondage publié le 7 novembre 2018 révèle que 54 % des sondés est favorable au recours à l’énergie nucléaire, alors que seuls 35 % des sondés se sont déclarés opposés au nucléaire[38]. Début novembre, Klaas Dijkhoff, président du groupe parlementaire du VVD, le parti politique du premier ministre Mark Rutte, propose de construire une nouvelle centrale.^{[réf. nécessaire]}

Le gouvernement de Mark Rutte envisage en 2020 de construire de 3 à 10 centrales nucléaires à partir de 2025. En septembre 2020, la Chambre des représentants a adopté une motion de la CDA, du VVD, du PVV et du SGP, demandant au gouvernement d’étudier comment les Pays-Bas peuvent encourager les entreprises à investir à nouveau dans l’énergie nucléaire[39]

Le gouvernement publie le 22 septembre 2020 un rapport sur le rôle possible du nucléaire dans le futur mix électrique national, et annonce une grande consultation publique sur la construction de nouveaux réacteurs[40].

Le 15 décembre 2021, la nouvelle coalition gouvernementale présente son accord de gouvernement, qui prévoit, pour la première fois depuis un demi-siècle, de construire deux nouvelles centrales nucléaires[41]. Les partis de centre-droit CDA et VVD plaidaient pour construire au moins huit centrales, tandis que Christen Unie et D66 s’opposaient à toute nouvelle construction, notamment en raison du coût de tels aménagements. Les enjeux de réduction de 55 % les émissions de gaz à effet de serre d’ici à 2030 ont finalement mené à un consensus[42].

En 2017, les Pays-Bas se classaient au 22^e rang parmi les 28 pays de l'Union européenne pour la part des énergies renouvelables dans la production d'électricité : 13,8 % (12,5 % en 2016) ; l'Autriche, placée au 1^er rang, était à 72,2 % d'EnR et la Suède à 65,9 %, l'Allemagne (10^e) à 34,4 % et la France (17^e) à 19,9 %[3].

La biomasse a fourni 3,0 % de la production d'électricité en 2019 ; avec les déchets renouvelables, sa part atteint 4,6 %[25].

L'hydroélectricité représente seulement 0,06 % de la production totale d'électricité en 2019[25].

Tracé de BritNed.

Les Pays-Bas sont reliés au Royaume-Uni par un câble sous-marin : BritNed, liaison de transport d'électricité en courant continu à très haute tension avec le Royaume-Uni d'une capacité de 1 000 MW, co-gérée par TenneT et son homologue britannique National Grid.

Tracé de NorNed.

De même, ils sont reliés à la Norvège par une liaison de transport d'électricité en courant continu à très haute tension : NorNed, reliant le village de Feda au sud de la Norvège et le port d'Eemshaven aux Pays-Bas, dont la capacité est de 700 MW, co-gérée par TenneT et son homologue norvégien Statnett. Elle a été installée en décembre 2007 et mise en service le 6 mai 2008. Avec 580 km, NorNed est le câble électrique sous-marin le plus long au monde.

Une nouvelle interconnexion HVDC est par ailleurs envisagée entre le Danemark (Energinet.dk) et les Pays-Bas (TenneT), dans un projet intitulé Cobra. Son but est de développer plus avant le marché européen de l'électricité, mais aussi de mieux intégrer les énergies renouvelables (éolien notamment) dans le réseau électrique[44].

L'Union pour la coordination du transport de l'électricité (ENTSO-E) détaille les échanges internationaux d'électricité des Pays-Bas :

Échanges extérieurs physiques d'électricité des Pays-Bas

GWh	2012[45]			2017[46]
Pays	Export	Import	Solde	Export	Import	Solde
Royaume-Uni	6 073	254	-5 819	7 009	194	-6 815
Allemagne	744	22 561	+21 817	1 362	15 115	+13 753
Norvège	93	5 645	+5 552	113	5 154	+5 041
Belgique	8 017	3 697	-4 320	10 252	2 170	-8 082
Total	14 927	32 157	+17 230	18 736	22 633	+3 897
soldes : + = importateur ; - = exportateur

Le bilan électrique est un sous-ensemble du bilan énergétique qui retrace les flux énergétiques depuis l'approvisionnement en électricité jusqu'à la consommation finale :

La consommation d'électricité par habitant atteignait 6 796 kWh en 2018, soit 2,08 fois la moyenne mondiale : 3 260 kWh (France : 7 141 kWh ; Allemagne : 6 848 kWh)[s 1].

Le graphique ci-dessous présente les statistiques de la base de données Eurostat sur les prix hors taxes de l'électricité au 1^er semestre 2012 pour les consommateurs domestiques consommant 2500 à 5 000 kWh/an[48] :

Prix de l'électricité en Europe pour les consommateurs domestiques au 1^er semestre 2012.

Ce graphique permet de constater que les consommateurs domestiques (résidentiels) néerlandais supportent un prix hors taxes : 13,17 c€/kWh, quasiment égal à la moyenne de l'Union européenne (13,16 c€/kWh) et supérieur de 34 % à celui de la France (les consommateurs français bénéficient de prix parmi les plus bas d'Europe : 9,86 c€/kWh hors taxes, inférieurs de 25 % à la moyenne).

Il convient cependant de préciser que les prix hors taxes sont une base de comparaison insuffisante, car les taxes sont très importantes dans certains pays, surtout lorsque certaines de ces taxes sont directement affectées au financement des énergies renouvelables (EEG-Umlage en Allemagne, CSPE en France).

Les taxes modifient considérablement le classement : au 1^er semestre 2013, les consommateurs domestiques (résidentiels) néerlandais payaient en moyenne 19,16 c€/kWh ttc (UE28 : 20,02 c€/kWh, France : 14,72 c€/kWh, Allemagne : 29,19 c€/kWh) contre 13,22 c€/kWh hors taxes (UE28 : 13,73 c€/kWh, France : 10,07 c€/kWh, Allemagne : 14,93 c€/kWh) ; les taxes augmentaient donc le prix de 45 % (UE28 : 45,8 %, France : 46,2 %, Allemagne : 95,5 %). Ce prix moyen ttc a augmenté de 3,1 % en un an et de 10,1 % en deux ans.

Prix de l'électricité en Europe pour les consommateurs industriels au 1^er semestre 2012

Le graphique ci-dessus permet de constater que les consommateurs industriels (500 à 2 000 MWh) néerlandais payaient en 2012 (1^er semestre) un prix hors taxes (8,05 c€/kWh) inférieur de 18 % à la moyenne de l'Union européenne (9,76 c€/kWh) et de 0,5 % à celui de la France : 8,09 c€/kWh ; seuls quatre pays (Suède, Norvège, Finlande, Bulgarie) ont des prix encore plus bas qu'aux Pays-Bas.

Les prix TTC sont là aussi sensiblement différents : au 1^er semestre 2013, le prix moyen hors taxe était de 7,89 c€/kWh (UE28 : 9,43 c€/kWh, France : 7,71 c€/kWh, Allemagne : 8,60 c€/kWh) (contre 8,22 c€/kWh en 2011 et 8,05 c€/kWh en 2012) et le prix ttc de 11,65 c€/kWh (UE28 : 14,88 c€/kWh, France : 11,45 c€/kWh, Allemagne : 18,79 c€/kWh) : les taxes augmentent le prix de 47,7 % (UE28 : 57,8 %, France : 48,5 %, Allemagne : 118,5 %).

Le siège de l'entreprise à Arnhem.

Essent, fournisseur d'électricité, de gaz et de chaleur, est la principale société du secteur énergétique néerlandais ; jusqu'en 2009, Essent appartenait à six provinces et plus de 100 municipalités ; en 2009, l'allemand RWE a racheté les branches de production et commercialisation d'énergie, laissant aux collectivités locales la gestion des réseaux de distribution.

Nuon N.V. est un opérateur de gaz et d'électricité, issu du regroupement de plusieurs compagnies régionales. Après un projet de fusion échoué en 2007 avec Essent, Nuon a été racheté en 2009 par le suédois Vattenfall qui a acquis 49 % en 2009, puis est passé progressivement à 67 % en 2013 et doit atteindre 100 % en 2015. Nuon dessert plus de 2,6 millions de clients et revendique le premier rang pour la fourniture d'électricité, ainsi que pour la fourniture de gaz en nombre de clients, le troisième rang pour la production d'électricité et le deuxième pour celle de chaleur[49]. Sa production d'électricité en 2010 était de 13,4 TWh et sa production de chaleur de 3,7 TWh.

Eneco, propriété de 44 municipalités néerlandaises, avec Rotterdam comme principal actionnaire (31,69 %), exploite en 2019 une capacité totale de production d'électricité de 4,9 gigawatts et fournit 6 millions d'utilisateurs aux Pays-Bas, en Allemagne, en Belgique et au Royaume-Uni. La décision de privatiser Eneco a été prise en 2017 ; le processus de mise aux enchères, lancé fin 2018, a duré un an et s'est terminé en novembre 2019 par l'attribution d'Eneco au consortium japonais mené par Mitsubishi allié au fournisseur d’électricité Chubu, pour 4,1 milliards d’euros. Mitsubishi devient le nouvel actionnaire majoritaire avec 80 % des actions, Chubu en recevant 20 %[50].

Electrabel (filiale de GDF Suez)

E.ON Benelux

TenneT, compagnie 100 % publique, est, depuis 1998, le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité des Pays-Bas à 380 kV et 220 kV, des interconnexions avec les pays voisins et du réseau 150 kv de la province de Hollande-Méridionale.

Tennet (Tennet TSO GmbH) est aussi, depuis le 1^er janvier 2010, un gestionnaire de réseau électrique en Allemagne (carte ci-contre).

Tennet gère 20 000 km de lignes à haute tension alimentant 36 millions de consommateurs[51].

Les émissions de CO₂ liées à l'énergie étaient en 2018 de 150,9 Mt CO₂, soit 8,76 tonnes par habitant, supérieures de 98 % à la moyenne mondiale : 4,42 t/hab, de 4 % à celles de l'Allemagne : 8,40 tonnes/hab, et de 94 % à celles de la France : 4,51 t/hab[s 1].

L'AIE fournit également les émissions de 2019 : 142,8 MtCO₂, en recul de 5,4 % par rapport à 2018[h 1] ; par habitant : 8,23 tCO₂[h 2].

La mauvaise performance des Pays-Bas provient surtout de l'importance des secteurs de l'industrie et des services, ainsi que de son mix énergétique dominé par les combustibles fossiles.

La société NAM, filiale commune de Shell et ExxonMobil, a été condamnée en septembre 2015 par la justice néerlandaise à indemniser les propriétaires de logements dont les biens ont été affectés par les tremblements de terre répétés, depuis 1990, liés à l'exploitation des gisements gaziers de Groningue et Loppersum ; les indemnités pourraient atteindre un milliard d'euros selon les avocats des plaignants. Devant l'ampleur croissante de ces séismes causés par les poches de vide formées par l'extraction du gaz, le gouvernement néerlandais a décidé en juin 2015 de réduire drastiquement la production du gisement de Groningue, qui passera de 42,5 milliards de m³ en 2014 à 30 milliards de m³ en 2015. Cette décision va réduire de 0,5 % le PIB des Pays-Bas et obligera l'Europe à se tourner vers la Russie pour compenser cette baisse de production gazière[52].

Les Pays-Bas sont parmi les premiers pays impactés par la montée des océans, du fait de leur faible altitude. Bien que les modes de transport non polluants soient favorisés par rapport à l'automobile, aussi bien par les collectivités (Amsterdam compte 15 lignes de tramway) que par les citoyens (des statistiques dénombrent 3 fois plus de bicyclettes que de voitures dans le pays, et à Amsterdam les déplacements quotidiens se font à 33 % en vélo, 27 % à pied, 20 % par les transports en commun et seulement 19 % en voiture[53]), les Pays-Bas connaissent un trafic routier dense, du fait de leur positionnement géographique en Europe et surtout de l'activité très importante du port de Rotterdam.

Afin de remédier à la pollution engendrée par ce trafic, le Parti travailliste, membre du gouvernement, a annoncé en 2016 qu'à l'horizon 2030, il souhaitait voir seuls les véhicules électriques rouler sur le territoire national. Alors que nombre d'experts estiment cet objectif irréaliste, étant donné que seulement 43 000 nouveaux véhicules électriques et hybrides rechargeables ont été immatriculés en 2015, soit 9,6 % de part de marché, l'exécutif entier annonce qu'il présentera des mesures légales fortes durant l'été 2016[54]. Les Pays-Bas avaient par ailleurs, avant la COP 21, rejoint l'alliance Zero Emission Véhicules, qui prône un passage de l'automobile au tout électrique avant 2050[55].

• (en) Agence internationale de l'énergie (AIE - en anglais : International Energy Agency - IEA), Key World Energy Statistics 2020, 27 août 2020, [PDF].

• (en) CO2 Emissions from Fuel Combustion 2020 : Highlights, Agence internationale de l'énergie, 5 octobre 2020 [xls].

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• (en) Statistics Netherlands - Manufacturing and energy, site CBS (statistiques néerlandaises)

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