La PPE 3 est publiée : c’est le document de planification qui fixe, pour la décennie à venir, la trajectoire énergétique française, structurée en deux périodes 2026-2030 et 2031-2035. Son message principal est clair : viser une production d’électricité décarbonée entre 650 et 693 TWh en 2035, contre 458 TWh en 2023, et faire de l’électrification le moteur de la sortie des fossiles.
Mais la question industrielle est immédiate : l’électrification suivra-t-elle le rythme implicite du plan, alors que RTE projette, selon ses trajectoires, entre 505 et 580 TWh de consommation en 2035 ? Le gouvernement table sur 618 TWh en 2035, quand RTE projette 505 à 580 TWh selon les trajectoires : un écart de 38 à 113 TWh. C’est le pivot analytique du document. Si la demande reste faible, la France se retrouve avec un risque de surcapacité prolongée qui oriente les prix de marché à la baisse et menace la rentabilité des installations. Si elle décolle réellement, elle dépend de facteurs largement exogènes à la PPE elle-même : réindustrialisation effective, acceptabilité sociale des pompes à chaleur, déploiement des véhicules électriques, essor des datacenters.
Le double pilier : nucléaire optimisé et renouvelables ajustés
La trajectoire s’appuie sur deux socles industriels distincts. Le premier pilier est le nucléaire. La PPE 3 confirme la construction de six réacteurs EPR2 avec des mises en service prévues à partir de 2038, assortie d’une option pour huit réacteurs supplémentaires dont la décision doit intervenir dès 2026. Cette relance du nouveau nucléaire s’accompagne d’un effort massif sur le parc existant de 56 réacteurs (référentiel PPE 3) pour atteindre une production de 380 à 420 TWh par an d’ici 2030-2035, contre 320 TWh en 2023 (référentiel PPE 3). Cette optimisation repose sur l’allongement de la durée de vie des centrales existantes à 50 ou 60 ans, sous réserve de l’aval de l’ASNR, l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection issue de la fusion de l’ASN et de l’IRSN au 1er janvier 2025.
Le second pilier concerne les énergies renouvelables avec des objectifs significativement ajustés. Pour le photovoltaïque, la puissance installée doit atteindre 48 GW en 2030 et entre 55 et 80 GW en 2035, partant d’environ 30 GW en 2025. L’éolien terrestre affiche une progression plus contenue avec 31 GW en 2030 et 35 à 40 GW en 2035, contre environ 24 GW actuellement. Le gouvernement privilégie explicitement le repowering des parcs existants pour augmenter leur puissance tout en limitant l’impact paysager, répondant ainsi aux enjeux d’acceptabilité territoriale qui ont paralysé de nombreux projets ces dernières années. L’éolien en mer maintient un objectif de 15 GW en 2035. L’hydroélectricité prévoit une augmentation de 2,8 GW de capacité, dont 1,7 GW dédiés aux stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), essentielles pour la flexibilité du système.
L’écart RTE : la consommation réelle contre la projection politique
C’est ici que se situe la première tension structurelle de la PPE 3. RTE a publié son Bilan prévisionnel 2025-2035 le 9 décembre 2025, actualisant significativement à la baisse ses prévisions de consommation électrique. Le gestionnaire de réseau présente deux trajectoires principales. La première, dite de décarbonation rapide, prévoit une consommation de 510 TWh en 2030 et 580 TWh en 2035, permettant d’atteindre les objectifs du paquet Fit for 55 et de réussir la réindustrialisation avec une croissance du PIB de 1,1 % par an. La seconde, qualifiée de décarbonation lente, anticipe 470 TWh en 2030 et 505 TWh en 2035.
RTE juge cette seconde trajectoire plus probable vu d’aujourd’hui, compte tenu du retard constaté dans l’électrification des usages depuis 2023. Le gestionnaire de réseau note que la consommation reste inférieure de 20 TWh par rapport à la période d’avant la pandémie de Covid-19, résultat de trois facteurs : un positif avec l’amélioration de l’efficacité énergétique, et deux négatifs avec la poursuite de la désindustrialisation et l’effet prix qui fait que l’augmentation des tarifs de l’électricité a amené un nombre grandissant de consommateurs à s’en priver.
La PPE 3 retient une hypothèse de demande à 618 TWh en 2035, soit entre 6 et 22 % au-dessus des projections de RTE. Cet écart significatif repose entièrement sur l’ambition affichée d’un plan national d’électrification massif dont les modalités concrètes restent à préciser. Le gouvernement annonce le lancement de groupes de travail dès février 2026 avec des propositions attendues au printemps, ciblant l’industrie, le bâtiment, les mobilités et le numérique.
Ce que cela change opérationnellement pour les directions industrielles
Pour les responsables de projets industriels et les directions stratégiques, cet écart de projection n’est pas une subtilité technique mais un facteur de risque majeur dans les décisions d’investissement. Trois implications directes se dégagent.
Premièrement, le risque de surcapacité prolongée. Si la consommation suit la trajectoire basse de RTE à 505 TWh, la France dispose d’une surcapacité de production qui maintient les prix de marché à des niveaux déprimés durablement. Cette situation fragilise la rentabilité des installations de production et pèse sur les finances publiques via le maintien prolongé des mécanismes de soutien aux renouvelables. Pour les industriels électro-intensifs, cela peut signifier des prix de l’électricité favorables à court terme, mais une volatilité réglementaire accrue à moyen terme si l’État cherche à compenser ses charges.
Deuxièmement, l’incertitude sur les tarifs de réseau. Les investissements massifs dans les réseaux de transport et de distribution devront être financés via les tarifs d’utilisation. La CRE, dans son communiqué du 12 février 2026, rappelle explicitement l’enjeu d’intégration au réseau et la nécessité de renforcer les flexibilités. Ces investissements réseau, dont l’ordre de grandeur est fréquemment évoqué autour de plusieurs dizaines de milliards d’euros par opérateur, se répercuteront sur la facture finale. Pour un site industriel planifiant une extension ou une électrification de process, cette composante tarifaire devient une variable critique du business case.
Troisièmement, la visibilité sur les mécanismes de soutien. La PPE 3 introduit une clause de revoyure en 2027, permettant d’ajuster la trajectoire selon l’évolution réelle de la demande. Le gouvernement se réserve explicitement la possibilité de réduire les volumes de soutien aux renouvelables en cas de surcapacité ou d’insuffisance de croissance de la demande. Cette flexibilité asymétrique crée une incertitude pour les projets d’autoconsommation ou de production décentralisée qui doivent sécuriser leurs financements sur quinze à vingt ans.
Les analyses institutionnelles : lucidité technique contre optimisme politique
Le Haut Conseil pour le Climat a publié le 31 janvier 2025 un avis sur le projet de PPE 3 mis en consultation publique. Le HCC salue les avancées pour la neutralité carbone apportées par le projet, mais observe que les hypothèses sous-jacentes et les mesures proposées ne sont pas complètement documentées et ne sont pas suffisamment évaluées à partir d’un retour d’expérience de la PPE 2. L’avis souligne que les investissements structurels pour l’avenir et la souveraineté de la France et de l’Europe doivent être garantis et stabilisés dans la durée. Le HCC insiste particulièrement sur le fait que le financement de la transition énergétique doit être cohérent avec l’évolution des besoins d’investissements et ne doit pas constituer une variable d’ajustement budgétaire.
La Commission de régulation de l’énergie a publié un communiqué le 12 février 2026 saluant la publication de la PPE, indispensable pour l’ensemble des filières, tout en rappelant l’urgence de renforcer les dispositifs de flexibilité et de maîtriser l’impact des investissements réseaux sur les coûts finaux.
RTE lui-même, dans son Bilan prévisionnel, formule une observation essentielle pour les décideurs : la France se trouve dans une situation d’abondance d’électricité décarbonée, très favorable à l’accueil de nouveaux usages, mais qui doit rester transitoire. Le levier le plus efficace de résorption de cet épisode de surcapacité consiste à engager un mouvement d’électrification rapide du pays. L’ajustement temporaire du développement de la production renouvelable constitue un levier actionnable mais moins efficace économiquement que de réussir une électrification rapide.
Ce que la PPE 3 ne dit pas encore
Plusieurs dimensions importantes du système énergétique futur restent insuffisamment traitées dans la PPE 3. La question de la flexibilité et du stockage fait l’objet d’annonces générales mais de peu de précisions opérationnelles. Le gouvernement indique que l’État réformera en 2026 le pilotage des énergies renouvelables électriques, notamment pour limiter les variations de puissance en période de prix négatifs. Une réforme du mécanisme de capacité doit également être mise en œuvre en 2026. Une analyse des besoins en flexibilité sera menée pour définir des indicateurs adaptés. Ces formulations laissent l’essentiel du travail à venir sans engagement chiffré ni calendrier précis de déploiement.
Le stockage ne fait l’objet d’aucun objectif chiffré en termes de capacité installée dans les documents officiels de la PPE 3. Cette absence est d’autant plus notable que la dynamique industrielle est réelle, avec des projets de batteries en file d’attente chez RTE et une accélération de l’équipement dans le résidentiel. Sans objectif de capacité de stockage, la planification du système reste incomplète, particulièrement dans un mix intégrant une part croissante de production intermittente.
L’hydrogène fait l’objet d’une mention avec un objectif jusqu’à 8 GW, mais sans détail sur la trajectoire de déploiement, les mécanismes de soutien spécifiques, ou l’articulation avec les usages industriels, la mobilité lourde et le stockage intersaisonnier. RTE mentionne dans son Bilan prévisionnel que l’hydrogène devrait concrétiser environ 2,9 GW de projets d’ici 2030 pour placer la France sur une trajectoire de décarbonation rapide. L’écart avec l’objectif de 8 GW suggère un horizon temporel plus lointain non précisé.
La dépendance aux matériaux critiques constitue un angle mort stratégique. La construction des EPR2, le déploiement massif du photovoltaïque et des batteries requièrent des volumes importants de matériaux dont l’approvisionnement est concentré géographiquement. L’absence d’analyse de cette vulnérabilité dans les documents officiels contraste avec l’affichage d’objectifs de souveraineté énergétique. Le Haut Conseil pour le Climat souligne que la hausse de la consommation électrique mondiale des centres de données, des cryptomonnaies et de l’intelligence artificielle par rapport à 2022 pourrait en 2026 s’élever à l’équivalent de la consommation électrique de la Suède ou de l’Allemagne. La PPE 3 ne propose pas de mesures permettant d’encadrer ou de limiter cette consommation numérique et son impact sur l’empreinte carbone.
La clause de revoyure 2027 : gouvernance adaptative ou instabilité réglementaire ?
La PPE 3 introduit pour la première fois une clause de revoyure en 2027. Le gouvernement s’engage à publier d’ici la fin de l’année 2026 un rapport sur l’évolution de la consommation d’électricité, du développement des moyens de production d’électricité décarbonée et du développement des flexibilités décarbonées. Une révision simplifiée de la PPE est explicitement prévue fin 2027 pour ajuster la trajectoire selon les besoins effectifs en énergie.
Cette disposition présente une ambivalence stratégique. D’un côté, elle apporte une souplesse nécessaire face aux incertitudes sur l’évolution réelle de la demande et aux aléas du programme EPR2. De l’autre, elle crée une incertitude structurelle pour les investisseurs et les prêteurs qui doivent engager des financements de long terme. Les objectifs sont décrits comme des plafonds indicatifs et adaptables. Le gouvernement se réserve la possibilité de réduire les volumes de soutien en cas de surcapacité ou d’insuffisance de croissance de la demande. Cette flexibilité à la baisse seulement introduit un biais de risque asymétrique pour les acteurs privés qui doivent sécuriser leurs investissements sur plusieurs décennies.
Pour les directions industrielles, cette clause signifie que toute décision d’investissement en 2026-2027 doit intégrer un scénario de révision réglementaire potentielle avant même la fin de la première période quinquennale. Les projets d’électrification lourde, de production décentralisée ou d’autoconsommation doivent être dimensionnés avec une analyse de sensibilité forte aux changements de règles du jeu.
Risques d’exécution : de la promesse à la livraison industrielle
La mise en œuvre effective de cette programmation fait face à plusieurs contraintes industrielles majeures. Le programme EPR2 requiert une montée en compétence industrielle et une mobilisation de ressources humaines dont la disponibilité n’est pas acquise. Le gouvernement évoque un besoin de recrutements massifs dans la filière nucléaire pour compenser le choc de charge entre maintenance lourde du parc existant et nouveaux chantiers. L’EPR de Flamanville 3 a accumulé des retards importants et des dérives de coûts depuis le début de sa construction, rappelant la difficulté de maîtriser les délais sur ce type de projet.
Le déploiement des renouvelables fait face à des contraintes d’acceptabilité territoriale qui ont conduit le gouvernement à privilégier le repowering plutôt que de nouveaux sites. Les tensions politiques sur ces sujets restent vives, comme en témoignent les débats parlementaires de 2025 sur d’éventuels moratoires.
L’électrification des usages dépend de décisions décentralisées de millions d’acteurs, ménages et entreprises, dont le comportement ne peut être piloté par décret. RTE note que l’industrie devrait concrétiser environ 3,4 GW de projets d’ici 2030, et les datacenters environ 4,3 GW, augmentant la consommation de l’industrie à environ 113 TWh par an. Ces chiffres restent des projections qui dépendent de la compétitivité des sites français, de la disponibilité de l’énergie à prix stable, et de la prévisibilité réglementaire.
Conclusion : l’électrification comme condition de crédibilité
La PPE 3 fixe un cap ambitieux qui repose sur une hypothèse centrale : l’électrification massive et rapide de l’économie française. Cette hypothèse n’est pas étayée par des engagements sectoriels contraignants ni par des mécanismes incitatifs chiffrés et pérennes. L’écart entre les projections gouvernementales de 618 TWh en 2035 et les scénarios RTE compris entre 505 et 580 TWh constitue la fragilité structurelle de cette programmation.
Pour les directions industrielles, ce document constitue un cadre d’orientation mais ne peut être considéré comme une garantie de stabilité réglementaire ou tarifaire à long terme. La clause de revoyure en 2027 crée une fenêtre d’incertitude politique qui devra être intégrée dans les analyses de risque des projets d’investissement lourds. Les investissements réseaux massifs, les besoins en flexibilité et en stockage, la dépendance aux matériaux critiques constituent autant de dimensions sous-documentées qui affectent la crédibilité opérationnelle du plan.
La transition énergétique ne se décrète pas, elle se construit avec des contrats de long terme, des financements sécurisés et une cohérence technique entre production, réseaux, stockage et usages. La PPE 3 fixe des objectifs de production mais laisse largement ouverte la question centrale : comment transformer ces TWh planifiés en électrons effectivement consommés dans des usines, des véhicules et des bâtiments ? La réponse à cette question conditionnera la crédibilité de toute la trajectoire à horizon 2035.
Sources : Décret n°2026-76 du 12 février 2026 portant programmation pluriannuelle de l’énergie, communiqué de presse du ministère de l’Économie du 12 février 2026, Bilan prévisionnel 2025-2035 de RTE (9 décembre 2025), avis du Haut Conseil pour le Climat (31 janvier 2025), communiqué de la CRE (12 février 2026).