PPE3 sous tension, la demande reste bloquée autour de 450 TWh

Les prévisions de croissance linéaire de la consommation électrique française volent en éclats. Alors que la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE3) tablait sur une demande en hausse, les données de RTE révèlent une stagnation autour de 450 TWh, un niveau comparable à celui d’il y a vingt ans. Ce constat, couplé aux alertes sur la stabilité du réseau, impose une révision en profondeur de la stratégie énergétique nationale.

---

À retenir

• La consommation électrique française stagne à environ 450 TWh par an, un retour au niveau des années 2000.
• La consommation des grands industriels a reculé de 13 % en 2023, accentuant cette atonie.
• Le black-out survenu dans la péninsule ibérique en avril 2025 illustre les risques d’un système déséquilibré par trop d’énergies intermittentes.
• L’OPECST préconise de prioriser l’électrification des usages et de défendre les moyens pilotables bas-carbone (nucléaire, hydraulique).
• Le Schéma Décennal de Développement du Réseau (SDDR) anticipe des investissements de 25 à 35 milliards d’euros par an d’ici 2035.
• La CFE Énergies appelle à une révision urgente de la PPE3 pour éviter des surcapacités coûteuses et préserver la souveraineté.

---

Cette rupture entre prévisions et réalité place la France à un carrefour. Pour réussir sa transition tout en garantissant la résilience du réseau, les experts et gestionnaires du système électrique plaident pour un réalisme accru. La priorité : adapter le rythme de déploiement des énergies renouvelables à la demande effective et sécuriser les investissements dans les infrastructures et les moyens pilotables.

La fin des certitudes : une demande électrique atone

Le paysage énergétique français est marqué par un retournement de situation majeur. Les projections optimistes de 2021, qui guidaient la PPE3, sont désormais caduques face aux chiffres concrets de la consommation.

Un retour aux niveaux des années 2000

Contrairement aux anticipations d’une croissance continue, la demande d’électricité stagne depuis plusieurs années autour de 450 térawattheures (TWh) annuels. Ce niveau correspond à celui enregistré au début des années 2000, avant l’essor de nombreuses industries numériques et électro-intensives. Le dernier Bilan Prévisionnel 2023-2035 de RTE doit intégrer ce nouveau paradigme, qui remet fondamentalement en cause les rythmes de déploiement des nouveaux moyens de production.

L’impact de la désindustrialisation et de la sobriété

Cette stagnation s’explique en partie par un recul structurel de la consommation industrielle. En 2023, les grands clients industriels ont réduit leur demande de 13 %. Ce phénomène combine les effets d’une certaine désindustrialisation, de gains d’efficacité énergétique, mais aussi d’une sobriété subie liée aux prix élevés de l’énergie. La trajectoire de réindustrialisation souhaitée par le gouvernement se heurte ainsi à une base de consommation électrique qui ne progresse plus.

Un choc pour la planification

Pour les gestionnaires de réseau, cette atonie de la demande est un défi de taille. Elle crée un risque de déséquilibres structurels si les capacités de production, notamment intermittentes, continuent d’être déployées sur la base d’hypothèses de consommation erronées. L’équation consiste désormais à aligner l’offre avec une demande révisée à la baisse, tout en préparant le réseau à une future électrification massive des transports et du chauffage.

Stabilité du réseau : le spectre du black-out et des surcapacités

La stagnation de la demande amplifie les risques techniques et économiques liés à une pénétration rapide des énergies renouvelables variables. Sans une intégration maîtrisée, la sécurité d’approvisionnement et la santé financière du système sont en jeu.

L’avertissement venu de la péninsule ibérique

L’effondrement du réseau électrique ibérique le 28 avril 2025 sert de cas d’école tragique. Cet événement a démontré qu’une trop forte proportion d’énergies solaire et éolienne, sans capacités de flexibilité et de pilotage suffisantes, pouvait mener à un black-out généralisé. L’incident a causé des surcoûts massifs et rappelle que la stabilité d’un mix électrique ne se décrète pas, elle se construit avec des moyens adaptés.

Les risques techniques d’une intermittence mal maîtrisée

Au-delà du risque de coupure, un excès de production intermittente menace la tenue de tension et la stabilité fréquentielle du réseau. Ces paramètres techniques vitaux sont traditionnellement assurés par les machines synchrones des centrales nucléaires et hydrauliques, qui apportent de l’inertie au système. RTE et la CFE Énergies alertent sur le danger de créer des surcapacités, en particulier dans le solaire de petite taille et l’éolien terrestre, si la demande ne repart pas.

Une trop forte pénétration d’énergies non pilotables sans flexibilité suffisante peut mener à l’effondrement du réseau.
Analyse de la CFE Énergies

Le piège économique des actifs échoués

Le risque financier est tout aussi réel. Développer des parcs renouvelables qui produirient en excès par rapport aux besoins réels créerait des actifs échoués (stranded assets). Ces installations, dont la production serait souvent vendue à perte ou nécessiterait des subventions pour être effacée, représenteraient un fardeau pour les finances publiques et les consommateurs. Cette situation minerait la compétitivité de l’électricité française, pourtant un atout clé pour la réindustrialisation.

Vers une planification énergétique révisée

Face à ce double constat – demande atone et risques accrus –, les appels se multiplient pour une refonte pragmatique de la politique énergétique. L’objectif est de construire un système résilient, souverain et économiquement viable.

Priorité à l’électrification et aux moyens pilotables

Dans son rapport de fin d’année 2025, l’OPECST trace une voie claire. Il préconise de donner la priorité absolue à l’électrification des usages (transports, chauffage, industrie) pour sortir des fossiles. Parallèlement, il défend le rôle indispensable des moyens de production pilotables et bas-carbone, comme le nucléaire et l’hydraulique, pour assurer la stabilité du réseau. Cette approche valorise l’analyse en coûts complets, intégrant la production, le stockage et le renforcement des réseaux.

Investir massivement dans les réseaux et la flexibilité

La modernisation des infrastructures est l’autre pilier. Le SDDR de RTE prévoit des investissements sans précédent, estimés entre 25 et 35 milliards d’euros par an d’ici 2035. Ces fonds sont destinés à adapter le réseau à un mix plus décentralisé et variable, et à développer les capacités de stockage (comme les STEP) et de flexibilité. Sans ces investissements, toute augmentation de la part des renouvelables intermittentes aggraverait les risques techniques.

Réviser la PPE3 sur des bases réalistes

Le chantier le plus urgent est la révision de la PPE3, réclamée par la CFE Énergies. Les hypothèses de 2021 étant obsolètes, la nouvelle planification doit être plus pragmatique. Cela implique potentiellement de ralentir certains déploiements d’énergies intermittentes pour les aligner sur la demande réelle, tout en accélérant le nouveau nucléaire (EPR2) et les solutions de flexibilité. Un rapport d’EDF sur la modulation nucléaire est également attendu, pour éviter de sacrifier la durée de vie du parc existant à cause des variations brutales imposées par les renouvelables.

Certains pourraient y voir un frein à la transition, mais il s’agit au contraire de la consolider sur des bases durables. L’enjeu final est de préserver la souveraineté énergétique française en éviting les erreurs d’aiguillage coûteuses, pour garantir une électricité abondante, stable et compétitive aux décennies à venir.