L’offre électrique est aujourd’hui surabondante en France. D’après le projet en discussion de Programmation pluriannuelle de l’énergie (ci-après PPE3) de février 2026, la demande en 2024 s’établit à 450 TWh, quand les capacités de production en place permettraient d’atteindre 610 TWh. L’excédent est de 160 TWh, c’est-à-dire un peu plus du quart de l’offre disponible. Il permet à la France d’être exportatrice, de l’ordre de 100 TWh, ce qui est bénéfique pour la balance commerciale (de l’ordre de 5,4 Md€ par an[1]) et donne une flexibilité à l’offre. Mais cette capacité exportatrice rencontre des limites physiques, faute aujourd’hui d’un réseau suffisamment dense connectant la France à ses voisins, de sorte qu’à court terme et sauf investissement supplémentaire, la quantité exportable est bornée au montant indiqué précédemment. Il y a donc obligation pour les producteurs de restreindre la production des sites nucléaires et d’écrêter la production des EnR, vent et solaire.

Sachant les coûts fixes investis, la rentabilité de l’offre est affectée et conduit à des prix de l’énergie supérieurs à ce qu’ils seraient si les équipements de production étaient saturés. Un équilibre bas peut alors s’installer : les prix trop élevés pèsent sur la demande et sur la trajectoire de forte électrification des usages qu’on juge indispensable à une défossilisation de l’énergie consommée et à une attractivité du pays en matière industrielle ; et, en retour, cette demande plus faible empêche un taux d’utilisation plus élevé des ressources propice à des baisses de prix.

Ce constat fait l’objet d’un relatif consensus. Mais il a été le déclencheur d’un débat passionné et à connotations politiques fortes sur le bon mix électrique. Pour les uns, l’appétit pour les EnR serait un non-sens dans un pays si bien équipé en nucléaire ; pour les autres, il est impensable de ne pas complémenter l’offre électrique d’un volume important d’EnR, à la fois par sécurité et pour profiter de coûts de production attractifs et en baisse constante, malgré la contrainte de l’intermittence et de l’incertitude[2]. On devine que les arguments techniques s’effacent aisément derrière des rancœurs de part et d’autre : chez les pronucléaires, si longtemps fustigés par les écologistes ; chez les écologistes, qui doivent concéder que la menace principale vient désormais plus du carbone que d’accidents du nucléaire, une cause qui est pourtant à l’origine historique de ce mouvement en Europe. Le débat a pris récemment un aspect idéologique plus intense, particulièrement aux États-Unis, sous la forme d’une révolte contre ce qui est vu comme l’imposition de normes de comportement en matière morale et écologique. Tant le « vert » que le « woke » (les deux termes tendant à être assimilés) seraient la preuve d’un mépris des élites pour les gens. Il faudrait donc l’abandon des renouvelables, un retour au nucléaire et même aux énergies fossiles.

On cherche ici à expliquer les raisons de cet état de surcapacité électrique et, au-delà, à tenter quelques conclusions sur le bon mix électrique dans le pays. N’étant pas spécialiste du domaine, je me contente de reprendre, en les discutant, les propositions parfois contradictoires qu’on rencontre dans la littérature ou venant de différentes institutions. Voir notamment les récentes conférences sur la transition climatique de Marc Fontecave au Collège de France. Ceci en espérant que le déroulé des graphiques qui va suivre compense ce manque d’expertise.

1 – Pourquoi la surcapacité ?

Rappelons en premier lieu la décomposition par source d’énergie du total de l’énergie consommée en France en 2023.

Elle atteint 1 510 TWh, qui se composent à peu près ainsi : 58 % d’énergies fossiles, 27 % d’électricité et 15 % d’énergie renouvelable hors électricité (à savoir bois, biomasse, géothermie, etc.). Rien encore ou quasi rien en hydrogène et e-fuels.

Selon la PPE3, les chiffres seraient respectivement en 2035 de 30 % pour les fossiles, de 39 % pour l’électricité, de 30 % pour les EnR hors électricité et de 1 % pour l’hydrogène et les e-fuels.

On ne s’occupe ici que de la partie électricité en tentant d’expliquer la surcapacité actuelle. Plusieurs facteurs semblent entrer en jeu.

  • Une prévision pessimiste sur la durée de vie des centrales nucléaires et la prise en compte d’une pression politique autrefois exercée pour en réduire le nombre (de 14 dans la PPE1). Cela a conduit à envisager des capacités EnR très importantes par précaution.
  • Une demande qui a été systématiquement surestimée. En fait, la transition vers des usages électriques en matière énergétique est beaucoup plus lente et inerte qu’on le pensait. La demande électrique a même baissé récemment pour revenir au niveau d’environ 450 TWh qu’elle connaissait en 2004. Voir graphique. Et les données pour 2025 montrent que la baisse se poursuit. C’est dû à une réindustrialisation qui ne se manifeste pas ; au contraire, à des premiers résultats encourageants de modération des ménages en matière de consommation (signal/prix et aussi l’effet d’une isolation croissante des logements). C’est dû enfin à une diffusion plus lente que prévue de la voiture électrique et aux investissements importants que suppose la transition à des usages énergétiques par électricité, deux domaines qui appelleraient probablement un subventionnement public supplémentaire qu’on hésite à consentir.

 

  • Le prix relatif de l’électricité, relativement élevé par rapport aux énergies fossiles, a pu jouer un rôle. Pendant une longue période, de 2015 à 2021, l’indice du prix du gaz livré aux ménages (en base 2010) a évolué moins rapidement que le prix de l’électricité. Le rattrapage ne se fait qu’à présent (graphique).

 

Un fait historique s’impose aussi. Le parc nucléaire français, avec ses 57 centrales, a été dimensionné de façon délibérément large, initialement en raison de prédictions optimistes sur la demande électrique à long terme, mais plus récemment pour une considération environnementale. L’offre nucléaire représente de l’ordre de 70 % de l’offre électrique en 2023, mais beaucoup plus dans le passé, ce qui, sachant la variabilité de la demande, oblige à gérer le parc en modulation. Il est fréquent, par exemple, d’arrêter une centrale le week-end, sachant la baisse de la demande, ceci en gardant à l’esprit — caractéristique de base de ce marché — qu’à tout moment, littéralement, il faut équilibrer l’offre et la demande. La modulation était très importante dans le passé, lorsqu’on a atteint, en 1994, le maximum d’implantations nucléaires. La modulation atteignait cette année-là un montant de 51 TWh, c’est-à-dire 13 % de la consommation électrique. Elle a fortement baissé ensuite, avec la montée de la consommation, mais pour se redresser fortement récemment : 33 TWh en 2025, soit 7 % de la consommation.

Il est utile de comparer le taux d’utilisation des centrales françaises aux centrales états-uniennes. Ces dernières ne représentent que 20 % de l’offre électrique, ce qui permet une gestion en ruban fixe (base load) et donc à pleine capacité, en faisant reposer là-bas la modulation de l’offre sur les équipements fossiles et, pour partie, plus récemment sur les EnR.

Il y a donc aux États-Unis une optimisation de la gestion de l’outil nucléaire que ne peut pas se permettre la France, où la production doit, de par son importance dans l’offre, suivre davantage la demande (load following). En conséquence, comme indiqué sur le graphique qui suit, le facteur de charge français (en bleu) est bien inférieur à celui des États-Unis (en rouge). On note aussi, depuis 2005, la tendance de baisse, peut-être due à un vieillissement des centrales plus fort en France qu’aux États-Unis, qui n’hésitent pas à mettre au rebut des centrales anciennes, sachant le doute des opérateurs privés sur leur rentabilité économique. Dans le cas de la France — pour anticiper la discussion — la baisse du taux de charge ne peut pas être imputée à la montée en charge des EnR, en gros jusqu’à 2017, puisque leur production était marginale alors.

 

Un mot sur le coût qu’implique la modulation. Un moindre usage de l’équipement, impliquant un facteur de charge moindre, a un coût financier important puisqu’il diffère dans le temps — et donc sur une période plus longue — l’activité d’un outil très coûteux. Il diffère aussi dans le temps la production de déchets nucléaires, déchets qu’on ne sait pas bien traiter encore aujourd’hui et donc valoriser. Jusqu’à récemment, on estimait qu’il n’y avait pas de coût spécifique de la modulation, lié par exemple à une usure plus forte des équipements secondaires (la modulation n’affectant pas le cœur du réacteur)[3]. EDF (2026) a fait récemment paraître une étude sur le coût de modulation, qui touche principalement le nucléaire, et qui revient fortement sur cette affirmation. Il y aurait bien un coût, et qui devrait s’accroître avec la montée en charge des EnR.

2 – Perspectives : un excès de capacité probablement durable et une modulation de l’offre croissante

La PPE3 proposée comme base de discussion en février 2025 anticipait une poursuite de l’investissement en EnR. Au terme de 2035, les capacités hydrauliques et nucléaires restaient ce qu’elles sont en 2025, mais la production s’établissait entre 670 et 740 TWh, la hausse ne venant que des EnR. La part du nucléaire s’établissait à 59 % du total de la production.

Ces chiffres ont fait l’objet d’une critique assez violente pour optimisme patent par l’Académie des sciences dans un avis de mai 2025.

Peut-être par suite de cela, la PPE3 a été ajustée en décembre 2025 par l’introduction d’un scénario bas, le quatrième, réduisant la consommation électrique à 2035 à 505 TWh. Le graphique fait figurer ce scénario bas au regard de la prévision précédente.

 

La PPE3 définitivement publiée, après de multiples allers et retours, conduit à une production en 2035 plus élevée, entre 640 et 722 TWh (tableau). Mais la structure de l’offre est modifiée, la part du nucléaire remontant à 59 % par réduction de la part des EnR.

 

Toute prévision est difficile, particulièrement pour la consommation électrique. RTE met en avant que sont déjà signés et engagés des projets pour 30 TWh. Elle note aussi l’inconnu sur les data centers, potentiellement très consommateurs, la montée en régime probable de la climatisation (mais qui ira consommer la production solaire très forte en été) et peut-être, malgré les déconvenues récentes, une électrification plus forte du parc automobile. Il est possible aussi — c’est du moins une demande de la Commission européenne — qu’on investisse dans les lignes électriques pour accroître la capacité exportatrice.

En tout cas, si une surproduction continue à exister, elle sera due à une montée en puissance des EnR, qui vont obliger à accroître la sous-utilisation des équipements en place et l’amplitude de la modulation du nucléaire due à l’intermittence des EnR.

3 – La question de l’intermittence

Il arrive qu’il n’y ait ni vent ni soleil, et jamais de soleil la nuit. Il y a donc, sous nos climats, une forte variation de la production des EnR, ceci au niveau de la journée, de la semaine et surtout de l’année, l’hiver ne permettant qu’un ensoleillement médiocre. La conséquence en est aujourd’hui, comme on l’a dit, la modulation pour le nucléaire et l’écrêtage pour les EnR.

Les choses se posent différemment sur la courte période (la journée et la semaine) et sur la période plus longue, à savoir l’année.

Concernant la courte période, le graphique qui suit compare des semaines particulières de l’été lors de l’année 2016, où les EnR étaient encore marginales, et de 2025, où elles sont devenues plus importantes, représentant à peu près 15 % de l’offre.

 

En vert figure la courbe de production des EnR ; en rouge, celle du nucléaire, ceci face à l’évolution de la demande au cours de la semaine. On voit la baisse de consommation le week-end ainsi que la moindre demande lors des nuits, en notant au total que le gros de la variabilité en 2016 vient de la demande, beaucoup plus que des énergies intermittentes, alors qu’elles sont à parité en 2025. Ceci rappelle utilement que la demande est fondamentalement « intermittente », alors qu’il faut toujours strictement ajuster l’offre à cette demande.

La conclusion est claire : la hausse de l’offre EnR a contraint depuis peu la filière nucléaire et les EnR à être davantage bridées. Cette substitution forcée est particulièrement gênante s’agissant du solaire, dont la production potentielle est à son maximum lorsque la consommation est au plus bas, ce que montre le graphique qui suit.

 

Peut-on prolonger cela dans le futur ? Pas nécessairement, y compris si la demande devait ne s’accroître que selon le scénario bas proposé par la PPE3 récemment. Pour deux motifs. D’une part, les techniques de stockage et leur coût évoluent favorablement ; d’autre part, des investissements sont possibles pour favoriser les flux d’importation et d’exportation, permettant une flexibilité accrue.

4 – Le stockage en tant que solution pour les EnR ?

Stockage gravitaire (STEP), stockage chimique par hydrogène et stockage par batterie sont les trois modalités accessibles. Le stockage chimique semble pour longtemps hors de portée économique ; il y a un potentiel d’accroissement du STEP (aujourd’hui avec une capacité de 5 GW, un doublement possible à terme). Le stockage par batterie est prometteur, notamment en raison d’une baisse rapide de son coût unitaire et de sa densité de stockage, comme le montre le graphique qui suit.

 

Pour cette raison, il devient de plus en plus commun aujourd’hui de recourir à une association fixe du solaire et de son stockage, dans une formule combinée PV + batterie bien adaptée pour la stabilisation journalière. C’est le cas désormais en Californie, certes une région à l’ensoleillement assez stable, où plus du tiers de la production journalière du solaire arrive à être déplacée des heures à forte charge vers le soir, où l’ensoleillement disparaît.

 

Le sujet est plus complexe s’agissant de la variation de l’offre intersaisonnière. Il n’y a pas aujourd’hui de solution appropriée pour transférer des kWh de l’été à l’hiver. On répond cependant qu’un mix éolien-solaire accomplit une partie de la tâche d’étalement sous nos climats, le solaire étant plus actif en été et l’éolien en hiver. Le graphique qui suit éclaire bien cet effet de mutualisation, les courbes respectives de l’éolien (bleu) et du solaire (jaune) étant accentuées. Le graphique concerne l’UE dans son entièreté, ce qui est l’occasion d’introduire la notion importante de mutualisation géographique, les régions du continent n’étant pas frappées toutes du même climat, ceci sous la contrainte d’un réseau électrique transnational performant, ce qui est loin aujourd’hui d’être réalisé.

 

Par ailleurs, un palliatif consiste à mettre délibérément en place une surcapacité des EnR (chaque éolienne produit moins par beau temps, mais on en met davantage). Il y a un niveau de surcapacité où le calcul reste rentable.

[1] Selon les chiffres provisoires de RTE. La quantité livrée est de l’ordre de 92 TWh, soit un prix moyen de 59€/MWh.

[2] L’intermittence désigne le fait que la quantité offerte par l’opérateur électrique n’est pas contrôlable par l’opérateur : il n’y a pas de soleil la nuit. L’incertitude ajoute à cela que le vent ou l’ensoleillement dépendent d’une météo aléatoire qu’on anticipe très imparfaitement. C’est le terme d’intermittence qu’on retient pour recouvrer les deux phénomènes.

[3] Dans le cadre d’une audition faite par l’OPECST le 22 mai 2025, Olivier Dubois, membre du collège, indiquait : « Le parc des réacteurs français peut faire de la modulation de puissance pratiquement depuis sa création. Des spécificités techniques comme les « grappes grises » permettent des transitoires de charge rapides. Jusqu’à présent, nous n’avons pas observé d’impact sur le vieillissement des composants, mais la fréquence et l’intensité des modulations augmentent avec l’évolution des moyens de production d’électricité. »

Cela ne préjuge pas du futur où en effet, on va le voir, l’ampleur de la modulation va fortement s’accroître. Bernard Fontana, président d’EDT, annonce une étude à venir sur le sujet et avertit : « Cette situation de forte modulation soulève des questions sur le plan technologique, aussi bien en termes d’impact sur le fonctionnement des réacteurs qu’en matière de résilience du système électrique. »

Ces deux citations proviennent de la conférence de Marc Fontecave au Collège de France le 17 décembre 2025.

[4] Voir note EDF (2026) sur la modulation nucléaire.

 

Retrouvez la partie 2 de l’article ICI.