Alors que les mauvais résultats s’amoncellent (bilan déficitaire de la balance du commerce extérieur de l’agriculture, désindustrialisation, trou de la dette), on pourrait penser que le secteur énergétique dans lequel la France affiche un savoir-faire historique et s’affiche comme l’un des champions de la décarbonation, va relever le niveau…. il n’en n’est pourtant rien. Retardée à plusieurs reprises, la PPE3 vient pour semble-t-il détériorer encore davantage une situation compliquée. C’est tout du moins ce qu’il ressort de l’interview de François Henimann, en charge de l’Observatoire énergie climat de l’Institut Sapiens, qui a bien voulu répondre à nos questions, commentant par la même occasion un rapport chiffré du think tank sur le sujet*.
The European Scientist : Avec l’Institut Sapiens, vous venez de publier un commentaire de la PPE3. Vous avez chiffré de manière très précise pourquoi ce plan était doublement irréaliste pouvez-vous développer ?
François Henimann : Les objectifs de décarbonation et de réduction de la consommation d’énergie, qui sous-tendent les choix stratégiques de la PPE 3, sont directement issus des exigences du « pacte vert » de l’Union Européenne : par rapport à 1990, 55 % de réduction des émissions des émissions de CO2 dès 2030, complété récemment par un palier de 90 % en 2040, avant un hypothétique « net zero » en 2050. Ainsi que les exigences de la Directive « DEE » relative à l’Efficacité Energétique, et de la Directive « RED III » relative à la pénétration des renouvelables.
Il y a 2 ans, l’institut Sapiens avait démontré que ce « pacte vert » était insoutenable et menait droit à la décroissance et à la désindustrialisation des pays de l’UE, face à la concurrence chinoise et des USA (1). On en a une confirmation douloureuse avec la décrépitude de l’industrie automobile, où l’interdiction de vente de véhicules thermiques neufs à partir de 2035 a été assouplie en catastrophe par l’UE, sous pression allemande et italienne, mais contre l’avis du gouvernement français …
Qui peut croire sérieusement que la France, au demeurant un des meilleurs élèves européens et mondiaux avec une énergie décarbonée à plus de 40 % en 2024, va réussir à faire progresser ce taux de décarbonation à 70 % en 11 ans, avec une consommation de fossiles réduite à 330 TWh, alors qu’il n’a progressé que de 8 % depuis 2012, avec une consommation de 860 TWh en 2024 ?
Quant à l’objectif de diminution de la consommation finale d’énergie, de 1.500 TWh en 2024 à 1.100 TWh en 2035, il consiste à passer d’un rythme annuel historique de diminution de 1,1 % par an généré par les gains d’efficacité énergétique, à 2,8 % par an, au prix d’une décroissance économique de l’ordre de 1 % par an, synonyme d’un renoncement à la réindustrialisation et au réarmement du pays, et d’un appauvrissement supplémentaire de la population française par une sobriété « subie ».
Si l’on veut retrouver une croissance économique de l’ordre de 1 % par an, on aura besoin de disposer d’au moins 1.350 TWh d’énergie à prix compétitif à l’horizon 2035, dont à minima 600 TWh de fossiles (45 %), ce qui permettrait d’atteindre un taux de décarbonation de 55 %, maintenant la France en pole position, avec une économie de 30 % (18 Md€) sur la facture d’importations de fossiles, au bénéfice de la balance commerciale et de la souveraineté énergétique.
F.H. : Selon vous, les auteurs de ce plan font une impasse sur le prix de l’électricité, tout en souhaitant une électrification des usages. Pouvez-vous nous éclairer sur cette forme de paradoxe ?
La décarbonation de l’économie repose principalement sur l’électrification des usages, et en complément sur le développement d’énergies renouvelables thermiques (chaleur renouvelable et de récupération dont géothermie, biométhane, biocarburants, solaire thermique).
Or la PPE 3 ignore délibérément que la consommation d’électricité a diminué de 9 % depuis 2018, et celle de l’industrie de 16 %. Au-delà des progrès d’efficacité énergétique, cette chute est principalement la conséquence de l’augmentation du prix de l’électricité et du manque de visibilité sur son évolution, qui jouent défavorablement sur la demande, et sur l’engagement d’investissements onéreux indispensables pour électrifier les usages (chauffage, mobilité électrique, process industriels).
Depuis 2009, le prix de l’électricité a été multiplié par 2 pour les ménages et la plupart des entreprises, alors que l’inflation cumulée n’atteint que 28 %. Les auteurs de la PPE 3 refusent de voir que la moitié de cette augmentation résulte des quelques 60 Md€ déjà dépensés pour subventionner les installations éoliennes et solaires, et investir sur les réseaux pour les accueillir.
L’électrification des usages ne se décrète pas, et restera un mythe si le prix de l’électricité reste orienté à la hausse, et soumis à la volatilité des marchés de gros, sans visibilité à long terme. De plus, c’est une mutation profonde et un parcours de long terme, avec un défi industriel si l’on veut que la valeur ajoutée des équipements soit française.
TES. : Vous affirmez que la France se retrouve avec un parc de production d’électricité décarboné structurellement surcapacitaire, que voulez-vous dire ?
F.H.: La France dispose d‘un atout essentiel pour son approvisionnement énergétique : une production d’électricité décarbonée à 95 %, basée sur un parc de production nucléaire et hydraulique, capable de fournir la totalité de ses besoins actuels en électricité (450 TWh).
Depuis 2005, ce parc a été complété par l’installation de 55 GW de capacité de production éolienne et solaire, dont 7 GW en 2025 (à comparer à la puissance installée du parc nucléaire, 63 GW), qui ont bénéficié à la fois d’un prix garanti par l’Etat sur 15 à 20 ans, et d’une priorité d’injection sur le réseau.
Le résultat, c’est une production qui atteint 540 TWh par an (dont 80 TWh générés par le solaire et l’éolien), pour une consommation de 450 TWh (pertes incluses), le solde de 90 TWh étant exporté vers les pays voisins, presque au maximum de la capacité des interconnexions, mais à un prix inférieur de 35 % au prix garanti pour la production éolienne ou solaire .
Compte-tenu des projets solaires et éoliens en cours de développement (20 GW), de la relance des investissements de l’hydroélectricité, et de la poursuite du redressement de la production nucléaire, la capacité de production atteindra 600 TWh en 2035, sans qu’il soit besoin de subventionner de nouveaux moyens de production.
Dans un scénario central d’inversion de la tendance à la baisse de la consommation, avec une croissance de 1 % par an, la consommation atteindra environ 500 TWh en 2035, c’est le scénario de « décarbonation lente de RTE ». Cela laisse une marge conséquente de 100 TWh pour exporter, ou satisfaire des besoins plus élevés que ceux pris en compte avec ce scénario, que ce soient des nouveaux débouchés industriels, ou une électrification plus rapide.
A l’inverse, si la consommation devait stagner (ce qui a été le cas en 2025), la situation deviendrait de plus en plus surcapacitaire, et la cannibalisation de la production entre nucléaire et renouvelables progresserait à pas de géant, avec des coûts échoués et une perte de compétitivité du système électrique français.
TES. : Vous affirmez qu’il est dangereux de vouloir encore investir davantage dans le solaire et l’éolien n’est-ce pas un débat idéologique ?
F.H.: Ce ne doit pas être un débat idéologique, mais qui doit se fonder sur des faits et la réalité.
L’ajout de capacités de production solaires et éoliennes à la base nucléaire et hydraulique de production d’électricité est un complément utile pour augmenter la quantité d’électricité bas carbone permettant de réduire la part des énergies fossiles dans notre consommation d’énergie, mais jusqu’à une limite, qui dépend de la demande d’électricité, en volume, ainsi qu’en flexibilité, compte-tenu du caractère intermittent et dépendant de la météo de leur production.
La cannibalisation constatée depuis 2024 entre production renouvelable et nucléaire, qui a abouti en 2025 à « jeter » près de 20 TWh de productible décarboné, est la démonstration sur le terrain que, dans l’état actuel de la demande en électricité, cette limite est dépassée pour le système électrique français.
C’est une configuration très différente de celle de l’Allemagne, par exemple, où la production renouvelable remplace de la production d’origine fossile.
C’est ainsi que les grands parcs solaires et éoliens (puissance supérieure à 10 MW) sont amenés à stopper leur production pendant les heures de prix spots négatifs, qui sont en augmentation continue (plus de 500 h en 2025, contre 360 h en 2024), ce qui traduit aussi le déséquilibre croissant entre offre et demande.
Les producteurs renouvelables sont indemnisés avec de l’argent public, au-delà des 40 premières heures : à hauteur de 25 % de la production maximale au prix garanti pour l’éolien terrestre, 50 % pour le solaire, et jusqu’à 70 % pour l’éolien en mer, dans le cas des contrats avec complément de rémunération. On pourra donc assister quotidiennement pendant les heures méridiennes de la période estivale à des périodes où les parcs éoliens seront rémunérés pour une non production en grande partie fictive, quand il n’y a que peu de vent !
Mais l’essentiel du déséquilibre impacte les réacteurs nucléaires, que RTE est obligé de contraindre à réduire leur production, voire à s’arrêter, afin de faire de la place à la production éolienne et/ou solaire surabondante, ce qui se produit de plus en plus souvent, et de façon de plus en plus profonde, notamment en période estivale : environ 15 TWh de non production en 2025, et, selon RTE (2), cette modulation forcée pourrait atteindre 40 à 50 TWh en 2030 et 60 et 85 TWh en 2035, selon le rythme de développement des renouvelables (la PPE 3 correspond à la borne haute). A comparer à une cible de production fixée par EDF à 400 TWh.
EDF confirme ces perspectives, dans un rapport (3) qui a été mis sous le boisseau avant la publication de la PPE 3, et finalement publié le 16 février, mais amputé de son chapitre sur les conséquences économiques. Ce rapport analyse en profondeur les impacts techniques sur les composants et les programmes de maintenance, ainsi que les impacts organisationnels et sur l’exploitation.
Même si EDF peut compenser en partie la perte économique (en rachetant à bas prix sur le marché spot les MWh non produits, mais vendus à terme sur le marché ou à ses clients), une perte de production massive, ajoutée à l’impact sur les programmes et les coûts de maintenance, dégraderont la rentabilité à terme du parc nucléaire et le coût de revient du MWh, et potentiellement sa durée de vie.
Il y a un danger supplémentaire résultant d’une trop forte proportion de production électrique provenant d’ENR intermittentes, s’ajoutant à l’injection provenant des pays voisins (Allemagne et Espagne) : celui de la déstabilisation du réseau et du risque de black-out, qui s’est matérialisé dans la péninsule ibérique le 28 avril 2025, alors que la production éolienne et solaire atteignait ce jour là 70 %. En effet, à ce niveau, l’inertie provenant des centrales pilotables (thermiques, hydraulique et nucléaires) devient insuffisante pour garantir la tenue en tension et en fréquence lors de la survenue d’un aléa significatif en production, ou sur le réseau de transport.
TES. : Vous soulignez que le « en même temps » que propose ce plan est un pari risqué. Pourquoi ?
F.H. : La PPE 3 justifie la programmation à l’horizon 2035 de 110 à 150 TWh de production électrique solaire et éolienne supplémentaires par rapport à la production de 2025 (80 TWh), en comptant sur une électrification massive et très rapide des usages, avec une consommation de l’ordre de 580 TWh (scénario décarbonation rapide de RTE), par rapport au niveau de 450 TWh en 2025, qui semble marquer une stabilisation, après une dizaine d’années de diminution.
C’est un pari aventureux, car cela implique de dépenser à cet effet de façon certaine des dizaines de milliards d’euros d’investissements, qui devront être largement subventionnés, et environ 50 milliards d’euros sur les réseaux d’électricité, avec notamment un triplement du rythme d’investissements de RTE, essentiellement pour raccorder les parcs éoliens en mer, de loin la plus onéreuse des ENR intermittentes.
Compte-tenu de la surcapacité de production actuelle (90 TWh), cette stratégie va inévitablement pousser la cannibalisation entre nucléaire et ENR à des niveaux insupportables, ce qui entrainera des « coûts échoués », et augmentera sensiblement le prix de l’électricité, ce qui est le facteur le plus dissuasif pour atteindre le but recherché : on a donc une probabilité très élevée d’enclencher un cercle vicieux qui va à la fois ralentir la transition énergétique et dégrader la compétitivité de l’économie et du pouvoir d’achat des français.
Et surtout, ce pari est totalement inutile, car le système électrique français dispose d’un volume excédentaire de production de 90 TWh, qui aujourd’hui est exporté à perte au bénéfice de nos voisins, et peut être mobilisé avec un prix de l’électricité stabilisé dans le long terme, pour créer les meilleures conditions pour électrifier les usages et accueillir de nouveaux usages, comme les data center. Rappelons que les projets en cours de développement, et l’optimisation du parc existant, porteront, sans engagements financiers supplémentaires, la capacité de production à environ 600 TWh en 2035.
TES. : Vous avez de nombreuses contre-propositions qui vont de la relance du projet Astrid au développement des ENR sans subvention, pouvez-vous nous en exposer les grandes lignes ?
F.H. : Il faut d’abord retenir les éléments positifs de la PPE 3 : l’optimisation de la production et la pérennisation du parc nucléaire existant, la construction de 6 réacteurs EPR 2, et la mise en œuvre de l’accord négocié avec l’Union Européenne pour réformer le cadre juridique de l’hydroélectricité et relancer les investissements, afin d’augmenter à l’horizon 2035 la capacité de production de 2,8 GW, dont 1,7 GW de stockage hydraulique d’électricité.
Il convient d’y ajouter la nécessité absolue de revenir sur l’abandon du projet ASTRID en 2019, et de reprendre le développement d’une filière surgénératrice de réacteurs à neutrons rapides, en visant une tête de série industrielle opérationnelle avant 2050. Cela permettra de garantir à très long terme notre souveraineté énergétique, la France disposant d’un stock de combustible utilisable pour plusieurs siècles, alors que l’offre en minerai d’Uranium pourrait être contrainte à partir de la deuxième moitié du siècle.
Il faut également retenir la poursuite du développement des ENR thermiques, en mettant davantage l’accent sur la géothermie. Les objectifs de doublement du volume de biocarburants (qui sont importés à plus de 50 %) et de quadruplement du volume de biométhane injecté dans les réseaux sont cependant à réévaluer en fonction des réalités économiques.
En ce qui concerne le solaire et l’éolien, l’éolien terrestre et le solaire peuvent continuer à se développer, sans subvention et en prenant en charge le coût de leur raccordement.
Après 20 ans de soutien public, si ces technologies sont compétitives, elles doivent pouvoir trouver leur mode de commercialisation, sur le marché ou via des contrats de type PPA avec un grand consommateur ou un fournisseur d’électricité, ou encore par l’autoconsommation pour les installations solaires sur toiture. Cela sera facilité par le développement et la diminution des coûts des batteries de stockage infra-day, qui permettront la pilotabilité et l’optimisation de la production de ces installations.
Enfin, côté demande pour l’électricité, il est indispensable de développer la flexibilité des usages par le numérique et la mise sur le marché de détail par les fournisseurs d’offres innovantes permettant de valoriser la surproduction solaire pendant les heures méridiennes, au bénéfice à la fois des consommateurs, et de la performance du système électrique en diminuant la cannibalisation entre sources renouvelables. La structuration du marché de gros à terme devra être adaptée à cet effet.
* https://www.institutsapiens.fr/observatoire/programmation-pluriannuelle-de-l-energie/
(1)
Cliquer pour accéder à Manuscrit-La-transition-energetique-est-elle-soutenable-_.pdf
(2)
Bilan prévisionnel – Édition 2025
(3)
2026_02_16_ETUDE_MODULATION.pdf
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