La France publie enfin sa troisième Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE3) en février 2026. Après trois années d'attente et de blocages politiques, le Premier ministre Sébastien Lecornu signe un décret qui fixe la feuille de route énergétique jusqu'en 2035. Six réacteurs EPR2 en construction, des objectifs renouvelables maintenus, et surtout une cible inédite de 60% d'électricité dans le mix énergétique français dès 2030.
Le problème se situe ailleurs. La consommation électrique stagne à 449 TWh en 2025 selon RTE, soit 6% en dessous des niveaux pré-crises sanitaire et énergétique. La France produit désormais plus d'électricité bas-carbone qu'elle n'en consomme. Cette abondance pourrait devenir un atout stratégique. À condition d'électrifier massivement les usages dans les deux prochaines années. Sinon, elle se transforme en surcapacité coûteuse qui paralyse les investissements.
Six EPR2 actés, huit en option, le nucléaire revient dans le mix
Le gouvernement acte la construction de six réacteurs EPR2 entre 2035 et 2042 selon la PPE3 publiée en février 2026. Huit réacteurs supplémentaires restent en option. La puissance installée nucléaire passerait ainsi de 61 GW aujourd'hui à potentiellement 88 GW à l'horizon 2050.
Cette relance du nucléaire inverse la PPE2 de 2019 qui prévoyait la fermeture de 14 réacteurs d'ici 2035. Les deux réacteurs de Fessenheim fermés en 2020 ne seront pas remplacés. Le parc actuel de 56 réacteurs sera prolongé au maximum de sa durée de vie technique. L'Autorité de sûreté nucléaire a déjà autorisé des prolongations jusqu'à 50 ans pour plusieurs tranches.
Les industriels EDF, Framatome et Orano ont salué les ambitions gouvernementales lors d'une réunion à Matignon le 6 février 2026. Mais la construction des premiers EPR2 ne débutera qu'en 2026 pour des mises en service entre 2035 et 2042. Pendant quinze ans minimum, la France devra compter uniquement sur son parc existant et les renouvelables.
Renouvelables maintenus malgré le ralentissement annoncé
La PPE3 confirme des objectifs ambitieux pour les renouvelables. Le photovoltaïque vise 54 à 60 GW installés en 2030, contre 20 GW en 2024 selon le Service des données et études statistiques. Cela représente un rythme d'installation de 4 à 7 GW par an.
L'éolien en mer cible 18 GW en service en 2035, conformément au pacte de mars 2021 entre l'État et la filière. Le parc éolien de Dieppe-Le Tréport entre en service en 2026. Sept parcs offshore devraient être opérationnels d'ici 2030. Un macro-appel d'offres de 10 GW est prévu début 2025.
L'éolien terrestre subit un traitement différent. La PPE3 privilégie le repowering des parcs existants plutôt que de nouvelles implantations. Objectif de 40 GW en 2030, contre 22 GW installés fin 2024. Le gouvernement veut éviter le mitage des paysages et confie aux maires le pouvoir de refuser ou d'accepter les projets. Cette décentralisation ralentit mécaniquement le déploiement.
Le biogaz passe de 11 TWh produits en 2024 à 50 TWh visés en 2030, puis 80 TWh en 2035 selon la PPE3. Les pompes à chaleur et la géothermie complètent le mix avec une production de chaleur renouvelable qui doit augmenter de 50% d'ici 2030.
L'électrification des usages, le maillon faible du plan
RTE publie son Bilan prévisionnel en décembre 2025 et pose un diagnostic sans appel. La France dispose d'une abondance d'électricité bas-carbone. La production atteint 544 TWh en 2025, soit 95% de sources décarbonées entre nucléaire et renouvelables. Le pays exporte massivement vers ses voisins européens.
Deux trajectoires se dessinent. La décarbonation rapide suppose une consommation de 510 TWh en 2030 et 580 TWh en 2035. Elle implique une électrification massive des transports, de l'industrie, du bâtiment et la production d'hydrogène bas-carbone. Cette trajectoire permet d'atteindre les objectifs climatiques du Fit for 55 européen.
La décarbonation lente plafonne à 470 TWh en 2030 et 505 TWh en 2035. La consommation ne retrouverait son niveau d'avant les crises qu'en 2030. Cette trajectoire rate les objectifs climatiques. Elle génère aussi des coûts échoués car le pays continue de construire des capacités de production qui ne trouvent pas de débouchés.
RTE estime que 30 GW de projets industriels attendent un raccordement d'ici 2030. Les datacenters représentent 4,3 GW de besoins potentiels. L'industrie lourde compte 3,4 GW de projets. La production d'hydrogène bas-carbone nécessite 2,9 GW. Si 60% de ces projets se concrétisent, la France bascule sur une trajectoire de décarbonation rapide.
Le problème tient au rythme. L'électrification avance trop lentement. Les véhicules électriques progressent mais restent minoritaires. Les pompes à chaleur peinent à remplacer les chaudières à gaz. L'industrie hésite à investir dans des fours électriques tant que les prix du gaz restent compétitifs face à l'électricité.
La facture énergétique, un enjeu de souveraineté mesurable
La France importe 60% de l'énergie finale qu'elle consomme en 2025 selon RTE. Cette dépendance coûte entre 50 et 70 milliards d'euros par an. Elle constitue le premier poste de déficit de la balance commerciale française.
Une trajectoire d'électrification rapide réduirait les importations d'hydrocarbures de 500 TWh d'ici 2035. La part des énergies fossiles importées passerait de 60% à 30-35%. Les émissions de gaz à effet de serre diminueraient de moitié par rapport aux niveaux de 1990.
Mais cela suppose de transférer massivement les usages vers l'électricité. Remplacer les voitures thermiques par des véhicules électriques. Convertir les chauffages gaz en pompes à chaleur. Électrifier les process industriels comme les fours sidérurgiques d'ArcelorMittal à Dunkerque. Produire l'hydrogène par électrolyse plutôt que par vaporeformage du gaz naturel.
Chaque année perdue creuse l'écart entre les capacités de production électrique disponibles et les usages réels. La surcapacité actuelle pourrait durer deux à trois ans selon RTE. Si l'électrification ne décolle pas rapidement, cette surcapacité deviendra structurelle. Les investissements dans le nucléaire et les renouvelables se transformeront en coûts échoués.
Le prix de l'électricité, levier stratégique négligé
La situation d'abondance oriente les prix de marché à la baisse. L'électricité française se négocie désormais moins cher que pendant la crise de 2022. Cette compétitivité devrait faciliter l'électrification industrielle et résidentielle.
Le dispositif ARENH disparaît le 31 décembre 2025. À partir du 1er janvier 2026, l'électricité nucléaire d'EDF s'échange uniquement sur les marchés de gros avec le mécanisme du Versement nucléaire universel (VNU). La redistribution ne s'active qu'en cas de prix supérieurs à un seuil préétabli. Cela n'est pas anticipé pour 2026.
Les Certificats d'économies d'énergie entrent dans leur sixième période avec des obligations renforcées de 2026 à 2030. Les volumes augmentent mécaniquement. La pression financière s'accroît sur les obligés. Les entreprises et les ménages paieront indirectement cette hausse via les prix de l'électricité, du gaz et des carburants.
Le gouvernement affirme que la PPE3 ne provoquera pas de hausse des factures d'électricité grâce à une stratégie d'offre ambitieuse. Les modalités concrètes restent floues. Le projet de loi de finances 2026 prévoit 7,2 milliards d'euros pour les charges de service public de l'énergie, dont 4,2 milliards fléchés vers le photovoltaïque.
La modulation du nucléaire, tension technique sous-estimée
Un rapport interne d'EDF révélé en février 2026 alerte sur les effets de la modulation accrue du parc nucléaire. Le développement massif des renouvelables intermittents force les réacteurs à ajuster leur puissance plus fréquemment. Cette flexibilité imposée dégrade l'intégrité des installations et réduit leur disponibilité à long terme.
La production non utilisée du parc nucléaire a augmenté ces dernières années. Les heures de prix spot faibles se multiplient quand le solaire et l'éolien produisent massivement. Les réacteurs doivent moduler pour éviter de produire à perte. Cette modulation génère des contraintes techniques sur des équipements conçus pour fonctionner en base.
La Fédération Environnement Durable demande que la PPE3 ne soit pas signée tant que ce rapport EDF ne sera pas publié et débattu. Le gouvernement maintient sa ligne et signe le décret en février 2026. Les tensions entre nucléaire et renouvelables dans un contexte de consommation stagnante restent un angle mort de la stratégie.
La fenêtre d'action se referme, le calendrier devient critique
Sébastien Lecornu annonce un grand plan d'électrification dans les prochaines semaines pour accompagner la PPE3. Ce plan devra définir des mécanismes concrets pour accélérer la bascule des usages. RTE propose des zones prioritaires pour raccorder rapidement les nouveaux consommateurs industriels.
Les investissements dans le réseau restent impératifs. Le Schéma décennal de développement prévoit des renforcements majeurs au Havre, à Dunkerque et à Fos-sur-Mer pour accueillir les projets électro-intensifs. Ces trois pôles industriels concentrent les besoins futurs en électricité.
La France dispose d'un avantage temporaire. Une production électrique bas-carbone abondante, des prix orientés à la baisse, et des capacités nucléaires restaurées après les crises. Cet avantage ne durera que deux à trois ans. Passé ce délai, soit l'électrification aura décollé et la France tiendra sa trajectoire climatique. Soit la surcapacité deviendra structurelle et les investissements se transformeront en charges mortes.
Le temps presse. Construire un datacenter prend deux ans. Convertir une usine sidérurgique à l'électrique nécessite trois à cinq ans. Former les installateurs de pompes à chaleur demande des mois. Chaque trimestre perdu rapproche la France de la trajectoire de décarbonation lente que RTE juge incompatible avec les objectifs climatiques.
La France possède les infrastructures. Elle produit l'électricité. Le goulot d'étranglement se situe dans la transformation des usages. Un problème d'exécution, pas de vision stratégique.
Une électricité abondante ne sert à rien si personne ne l'utilise. Le plan énergétique français bute sur une équation simple. Produire ne suffit plus. Il faut consommer différemment.
Cédric Pellicer