6 mai 2025

S’il existe un domaine où la planification existe bel et bien dans notre pays, c’est celui de l’énergie, qu’il s’agisse de production, de consommation, ou encore des réseaux nécessaires pour la faire transiter des lieux de production aux sites de consommation.

Ce dirigisme – qui n’implique pas que la mise en oeuvre de toutes les actions incombe à l’Etat – s’explique. Il est sans doute, même pour un libéral, inévitable, car l’énergie est le sang de l’économie, le fluide vital sans lequel rien ne pourrait fonctionner, et sa production et son transport (réseaux) requièrent des investissements très lourds dont la réalisation peut s’étaler sur des années (plus de 10 ans pour une centrale nucléaire). Une double contrainte vient s’y superposer : celle de décarboner l’économie pour sauver le climat (à tout le moins empêcher un réchauffement trop au delà des 2 degrés ¹) ; et, plus récemment, celle de renforcer notre souveraineté dans un contexte géopolitique où certains de nos fournisseurs traditionnels d’énergie ne sont plus de francs amis – c’est un euphémisme – de la France ².

1. La programmation pluriannuelle de l’énergie

Le document-clé en la matière est la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).

Selon l’article L 140-1 du Code de l’énergie : « La programmation pluriannuelle de l’énergie, fixée par décret, définit les modalités d’action des pouvoirs publics pour la gestion de l’ensemble des formes d’énergie sur le territoire métropolitain continental, afin d’atteindre les objectifs (de la politique énergétique et de décarbonation). Elle est compatible avec les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre fixés dans le budget carbone (…), ainsi qu’avec la stratégie bas-carbone (…) ».

La PPE couvre deux périodes successives de cinq ans. Elle est actualisée tous les 5 ans : la deuxième période de 5 ans est révisée et une période subséquente de 5 ans est ajoutée. Une fois arrêtée, la PPE fait l’objet d’une présentation au Parlement, mais elle est approuvée par décret.

La nouvelle PPE (PPE 3), en cours de finalisation, couvrira les deux périodes successives 2025-2030 ³ et 2031-2035.

La PPE est une pièce d’un ensemble complexe de plans, programmes et stratégies, à l’échelon tant national que territorial, avec lesquels elle s’articule (cf. résumé dans la figure 1).

La PPE 3 est par exemple compatible avec la nouvelle Stratégie nationale bas carbone (SNBC 3, pas encore adoptée) et les budgets carbone ⁴. Les schémas régionaux d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET) devront être à leur tour compatibles avec le décret de PPE, et les Plans climat air énergie territoriaux (PCAET) des intercommunalités avec le SRADDET. Cela garantit la cohérence de la politique énergétique de haut en bas.

2. Objectifs de la PPE 3

Ils sont au nombre de trois : 

– la décarbonation (réduction des émissions de gaz à effet de serre) via une baisse de nos consommations d’énergie (par l’efficience et la sobriété) et une augmentation de la production des énergies bas-carbone. L’objectif est de réduire la part de l’énergie fossile dans le mix énergétique à 30% en 2030 et 0% en 2050 ; il est cohérent avec les engagements internationaux et européens de la France (zéro émissions nettes en 2050, -55 % en 2030 par rapport à 1990 ; etc.).

Cela signifie qu’en 2050, il y aurait essentiellement 4 sources d’énergie : 

• La chaleur décarbonée, et notamment la chaleur renouvelable hors biomasse (géothermie, solaire thermique, pompes à chaleur) ; 
• La biomasse : solide (bois et combustibles solides de récupération, résidus agricoles, etc.), liquide (biocarburants, biohuiles), gazeuse (biogaz) ; 
• L’énergie de récupération : utilisation de la chaleur fatale de l’industrie et récupération d’énergie in situ ; 
• L’électricité non carbonée produite par des énergies renouvelables (hydraulique, éolien, photovoltaïque, énergies marines, géothermie, etc.) ou nucléaire, qui peut par ailleurs être utilisée pour produire de l’hydrogène ou des carburants de synthèse décarbonés. 

– la maîtrise des prix de l’énergie, en définissant un mix coût-optimal, en adaptant les règles de marché pour donner des signaux-prix de long-terme, et en mettant en place des dispositifs d’aide ciblés. L’objectif est de garantir la compétitivité de nos entreprises et la protection du pouvoir d’achat des consommateurs ; 

– la préservation de la sécurité d’approvisionnement, ce qui implique la recherche de la plus grande indépendance énergétique possible, mais aussi – pour le pétrole, le gaz, l’uranium – diversification de sources, la constitution de stocks suffisants, et si nécessaire – pour le gaz – des contrats d’interruptibilité de la fourniture et le délestage des consommateurs, des « bouquets de flexibilité » pour l’électricité (dont les appels d’offre effacement de RTE, les batteries, les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), etc.) ⁵

Les objectifs 1 et 3 sont compatibles. La décarbonation permet de réduire nos importations d’énergie fossile. En revanche, la décarbonation a un coût qui fragilise l’atteinte de l’objectif 2 (compétitivité).

La PPE s’appuie une modélisation poussée de la demande d’énergie, à partir d’hypothèses sur l’évolution de la population (qui dépasserait de peu 69 millions en 2050), les prix des énergies importées, la croissance économique (PIB en hausse de quelque 40% en volume d’ici 2050), etc.

Pour atteindre ces objectifs, la PPE repose sur les axes majeurs suivants (figure 2):

• Baisse de la consommation primaire et finale (un peu plus d’un quart pour la consommation d’énergie finale d’ici 2035) par des actions promouvant l’efficacité et la sobriété énergétique : de 1 509 à 1 100 TWh ;
• Intensification de l’électrification des usages et augmentation de la consommation d’électricité en part du mix mais aussi en valeur absolue :
• Augmentation de près de 50% de la production électrique décarbonée (au moins 666 TWh en 2035) satisfaite à hauteur de 53% (65% aujourd’hui) par le nucléaire et 44 % (28% aujourd’hui) par les énergies renouvelables ;
• Augmentation massive (plus que doublement) de la production (et donc de la capacité installée) d’électricité issue d’énergies renouvelables intermittentes (EnRi), notamment éolien et solaire (de 73 à 152 TWh).

* Permettant la production d’hydrogène vert, grâce à l’utilisation d’électricité décarbonée.

PS : La production d’électricité décarbonée comprend également la production électrique à partir des bioénergies, de l’ordre de 10 TWh. Les facteurs de charge utilisés sont de 14% pour le PV, 25% en 2030 et 26% pour 2035 pour l’éolien terrestre, et 45% pour l’éolien en mer.  

3. Instruments

L’Etat dispose de pouvoirs et instruments – incitatifs ou prescriptifs – très étendus pour s’assurer que le mix qu’il a choisi sera globalement respecté par les différents acteurs économiques. Le principal de ces instruments est bien sûr le contrôle étatique d’EDF, société nationale, un temps partiellement privatisée puis complètement nationalisée (les 16% que l’Etat ne détenait pas déjà) en juin 2023 ⁶. Pour influer sur la décision des opérateurs privés, prédominants dans le secteur des énergies renouvelables, et des ménages, l’Etat déploie une batterie d’instruments dits économiques, comme les appels d’offre (par exemple pour l’éolien en mer), les tarifs d’achat avec obligation d’achat ⁷, les subventions (par exemple, le Fonds Chaleur ⁸, les aides MaPrimRénov pour les particuliers, le bonus écologique pour l’acquisition de véhicules électriques ) ⁹, la fiscalité (notamment la TIRUERT ¹⁰), l’obligation d’incorporation faite aux fournisseurs pour les bio-carburants, ou les certificats de production de biogaz (CPB).

Le résultat de cette planification n’est pas garanti ; ainsi les objectifs de la PPE 2 en matière d’éolien terrestre, d’éolien en mer, et de solaire PV n’ont pas été atteints.

4. Zoom sur le développement des énergies renouvelables pour la production d’électricité

C’est de celui-ci, et notamment des énergies renouvelables intermittentes (EnRi), que la PPE attend la principale contribution à l’augmentation escomptée de la production électrique d’ici 2035 (+45%)(figure 3).

PS : pas d’objectif fixé pour l’autoconsommation (environ 32,6 MW en 2024).

5. Zoom sur le développement des capacités de production d’électricité d’origine nucléaire

Le parc nucléaire est constitué de 57 réacteurs de production d’électricité répartis sur 18 sites différents, pour une puissance installée de 62,9 GWe. Ces réacteurs, exploités par EDF, utilisent la même technologie dite « à eau sous pression » et se répartissent en différents paliers standardisés selon la puissance des réacteurs : 

– 32 réacteurs de 900 mégawatts électriques (MWe) ; 

– 20 réacteurs de 1300 MWe ; 

– 4 réacteurs de 1450 MWe ; 

– 1 réacteur de 1650 MWe, à savoir le réacteur de technologie EPR de Flamanville 3, mis en service en mai 2024. 

Le parc nucléaire a assuré en 2023 la production de 320 TWh, soit environ 65 % de la production électrique totale. Parmi les réacteurs en fonctionnement en 2024, 52 d’entre eux ont été mis en service au cours d’une période de 15 années environ entre 1979 et 1994. A fin 2023, la durée de fonctionnement des réacteurs en service en France était comprise entre 21 ans (Civaux 2) et 44 ans (Bugey 2), pour une moyenne de 37 ans. 

L’Etat a demandé à EDF de se fixer l’objectif de retrouver les meilleurs niveaux de performance opérationnelle avec pour cible de retrouver une production nucléaire de 400 TWh d’ici 2030-2035, une hypothèse de production de 360 TWh étant retenue dans le scénario central de la PPE (cf. figure 2). EDF porte un programme de construction de 6 nouveaux réacteurs nucléaires de type EPR2 (qui n’entreront pas en service probablement avant 2040).

6. Critiques

Le projet de PPE 3 a fait l’objet de critiques inhabituellement virulentes : du Sénat, de l’Académie des sciences, et de maints think-tanks (IFRAP, Cérémé, etc.) et experts.

Résumons celles de ces critiques qui paraissent les plus étayées.

• La baisse de la consommation finale totale est surestimée (de 1 509 à 1 100 TWh, soit -27%) , sauf à accepter sans le dire une décroissance.
• L’augmentation de la consommation électrique est surestimée. Une projection récente du Cérémé prévoit une consommation de 540 TWh seulement en 2035. L’Académie des sciences, notant que depuis 2017 la consommation électrique diminue globalement (de 480 à 449 TWh en 2024, en contradiction avec les prévisions), en déduit qu’ « une accélération rapide et forte de l’électrification des usages paraît peu probable, bien qu’elle soit souhaitable et essentielle pour réduire notre empreinte carbone. »
• L’augmentation de la production attendue et de la capacité installée des énergies renouvelables (notamment intermittentes) est excessive. Selon l’IFRAP : « le pourcentage croissant de ces EnRi dans notre production électrique est dû à la priorité contractuelle d’injection sur le réseau dès qu’elles produisent et non à leurs mérites. En fait, une analyse détaillée des statistiques horaires de RTE montre qu’à l’exception de 2022 (pic aigu des problèmes de corrosion sur les centrales nucléaires) l’essentiel de la production des EnRi a dû être exporté à tout prix. 77% de leur production l’a été en 2019, selon le constat fait par RTE lui-même (Bilan annuel 2019) et environ 90% en 2024. Notre éolien et notre solaire ont ainsi sur longue période servi presque exclusivement à décarboner nos voisins à nos frais. Pour la seule année 2024, le coût direct de ce paradoxe (hors investissements) est de 3 à 6 milliards d’euros » ¹¹. L’Académie des sciences souligne que cette expansion « entraînerait des surcapacités considérables, coûteuses et inutiles, générant un excédent d’offre par rapport à la demande dépassant les 100 TWh, et surtout un taux excessif de production d’électricité non pilotable proche de 40 % ». 
• Le surcoût des énergies renouvelables intermittentes est occulté. Aux coûts d’investissement, en effet, « il faut ajouter les coûts d’investissement et de fonctionnement du système complet nécessaires : transformation, stabilisation et synchronisation de l’électricité produite, lignes de transport indispensables pour connecter au réseau les très nombreux sites de production, centrales thermiques en complément qui produisent par intermittence et dont 50% environ des coûts sont fixes » ¹². Selon le Céméré, cette priorité donnée aux EnRi « conduirait, si on modélise tous les coûts du système électrique, à gaspiller plusieurs centaines de milliards d’euros d’ici 2035 et plus encore à l’horizon 2050, pour produire une électricité intermittente inutile, sans contribuer à diminuer les émissions de CO2 » ¹³.
• L’impact du développement des EnRi sur la stabilité des réseaux est minoré. Comme le note un expert : « cette surcapacité en puissance renouvelable sans puissance pilotable (sous forme de centrales à gaz) additionnelle conduira inexorablement à une surproduction intermittente ce qui aura pour effet de perturber encore un peu plus les réseaux et les marchés et surtout de « cannibaliser » davantage le nucléaire (puisque les EnR sont prioritaires sur le réseau) à qui on demandera de s’effacer en permanence. Cela engendrera de nombreuses conséquences néfastes : altération des circuits de refroidissement des réacteurs nucléaires, accroissement des prix pour les consommateurs (dû à la fois aux investissements délirants mais aussi aux marchés instables). Selon la Fondation Concorde, les prix de l’électricité qui ont déjà doublé depuis 2010 seront une nouvelle fois multipliés par deux d’ici 2035. Il s’agit donc d’un jeu perdant/perdant ». ^{14 15}
• Enfin, par la voix du Sénat notamment, des critiques ont visé le manque de prise en considération des avis et contre-propositions formulés, notamment par le Parlement. Dans une très inusitée lettre ouverte du 13 mars 2025 au Premier ministre, les sénateurs Stéphane Piednoir et Vincent Delahaye et 162 de leurs collègues sénateurs de la droite et du centre ont exprimé leur opposition sur le fond et la forme au projet de PPE 3 arguant que : « le dossier à l’appui du projet de décret, nous apparaît en effet souvent incohérent en termes de chiffrages, insuffisamment documenté au niveau des choix proposés, fragile sur le plan de la demande d’énergie et l’offre, indigent sur le chiffrage économique d’ensemble et de détail. En outre son évaluation environnementale est déficiente » ¹⁶. Ils demandent que le gouvernement revoie sa copie.

7. Conclusion

Le projet de PPE 3 apparaît donc comme une copie bâclée.

Au 6 mai 2025, le Premier ministre a renvoyé la publication du décret à la fin de l’été, et annoncé la création d’un groupe de travail piloté par Antoine Armand, député macroniste, et le sénateur LR Daniel Gremillet. Ce groupe devrait rendre ses conclusions à la fin du mois de mai 2025, afin « d’avancer dans la définition de notre politique énergétique », a précisé le Premier ministre.

Avec d’autres instances, le Cérémé souhaite « la mise à l’étude d’un scénario alternatif fondé sur des prévisions réalistes de la demande d’électricité – et pas notoirement surévaluées – donnant la priorité à la sobriété énergétique, aux énergies renouvelables pilotables, biogaz, pompes à chaleur, géothermie, photovoltaïque sur toiture en autoconsommation locale, ainsi qu’au nucléaire et à l’hydraulique » ¹⁷. 

L’enjeu vaut bien ce surcroît d’investigations et ce léger retard.

Notes :

1. Par rapport à la moyenne de l’époque pré-industrielle (avant 1850 en gros). Nous en sommes déjà aujourd’hui à près de +1,5°, l’objectif idéal de l’Accord de Paris de 2015. ↩︎
2. On pense à la Russie, mais aussi à l’Algérie, au Niger, etc. ↩︎
3. La première période couvre donc 6 ans, afin d’assurer la cohérence avec les objectifs des différentes réglementations et les objectifs européens, la plupart de ceux-ci retenant 2030 comme une échéance centrale.  ↩︎
4. Le décret fixant la SNBC répartit le budget carbone (plafond d’émissions) de chacune des périodes quinquennales par grands secteurs, par secteur d’activité ainsi que par catégorie de gaz à effet de serre, et répartit également les budgets carbone en tranches indicatives d’émissions annuelles. La SNBC 2 et les budgets carbone pour les périodes 2019-2923, 2024-2028 et 2029-2033 ont été adoptés par décret le 21 avril 2020. La SNBC 3 modifiera les budgets carbone pour les périodes 2024-2028, 2029-2033 en cohérence avec cette nouvelle ambition et arrêtera le 5e budget carbone pour la période 2034-2038. La SNBC3 comportera par ailleurs des budgets carbone indicatifs pour l’empreinte carbone (prenant en compte celle des importations et déduisant celle des exportations) et les soutes internationales. ↩︎
5. Le critère de sécurité d’approvisionnement français constitue le principal outil réglementaire qui permet de dimensionner le système électrique pour assurer sur le moyen terme la sécurité d’approvisionnement en électricité. Depuis la publication du décret PPE 2 en 2020, il s’agit d’un double critère prévoyant que le risque de déséquilibre offre-demande ne peut pas dépasser trois heures par an en moyenne et que la durée moyenne annuelle de délestage doit demeurer inférieure à deux heures. La « défaillance » du système électrique se définit ainsi comme la nécessité de recourir aux moyens de sauvegarde (hors dispositifs de marché) et en dernier recours au délestage, c’est-à-dire l’interruption temporaire de toute l’alimentation électrique. ↩︎
6. (Re)nationalisation confirmée par une loi du 11 avril 2024 « visant à protéger le groupe Électricité de France d’un démembrement ». ↩︎
7. Par exemple, régime dit « S21 » pour les installation implantées sur bâtiment, hangar, ou ombrière utilisant l’énergie solaire photovoltaïque d’une puissance crête installée inférieure ou égale à 500 kW. Ce régime vient d’être modifié en mars 2025. ↩︎
8. Créé en 2009, le Fonds chaleur géré par l’ADEME a permis le déploiement massif des installations de production de chaleur renouvelable sur le territoire français. Depuis 15 ans, le Fonds chaleur a permis d’aider plus de 8 500 installations d’énergies renouvelables et de récupération (EnR&R) dont 3 800 km de réseaux de distribution grâce à 4,28 milliards d’euros d’aides, ayant généré près de 14 milliards d’euros d’investissements. ↩︎
9. Le dispositif des certificats d’économie d’énergie (CEE) s’y apparente, sans faire intervenir de financements publics. ↩︎
10. Taxe incitative relative à l’utilisation d’énergie renouvelable dans le transport (TIRUERT), dont l’objectif principal n’est pas le paiement de la taxe mais qui vise à améliorer l’incorporation d’énergie renouvelable dans les transports. Cf. ce guide. ↩︎
11. IFRAP. ↩︎
12. IFRAP, op.cit. ↩︎
13. Cérémé. ↩︎
14. Philippe Charlez, ingénieur, expert énergie, dans Atlantico. ↩︎
15. Citons le professeur Samuele Furfari : « les énergies renouvelables posent un défi majeur à la stabilité des réseaux électriques » ; en effet, « l’inertie dans le système électrique est essentielle et elle est produite par les centrales thermiques ou nucléaires. L’inertie est fournie par des rotors, des machines tournantes, très lourdes qui tournent. Une centrale au charbon, une centrale nucléaire, une centrale au gaz, il y a une turbine qui tourne, c’est une très grosse machine très lourde. S’il y a une interruption de l’électricité, de production, la machine continue à tourner parce qu’elle a de l’inertie. Tandis que l’éolienne et le panneau solaire n’apportent aucune inertie. C’est une faiblesse structurelle dénoncée depuis des années, mais ignorée par une partie des décideurs politiques » ;  « il faut qu’il y ait constamment une disponibilité de backup. Quand il y a du vent, et puis brusquement le vent cesse, à cause du besoin d’inertie, il faut qu’il y ait immédiatement une machine qui se mette en route. Il faut qu’il y ait de la disponibilité immédiate de capacités pilotables. Il faut qu’il y ait une machine quelque part qui puisse démarrer rapidement, instantanément, avec suffisamment de capacités. Plus on installe d’éoliennes ou de panneaux solaires, plus il faut avoir des capacités pilotables disponibles à tout moment ».  Il conclut ainsi : « il ne faut pas dépasser 30% d’électricité intermittente et variable dans un réseau électrique ; un réseau ne peut pas fonctionner uniquement avec des énergies qui changent constamment, il faut absolument avoir de l’inertie et une puissance de court-circuit suffisante. Il est urgent de reconnaître cette réalité et cesser de faire croire qu’on peut tout faire avec des énergies renouvelables, c’est faux. ». Source : Atlantico, op.cit. et cet autre article dans Atlantico.
    L’énorme panne (blackout) survenue en Espagne et au Portugal le 28 avril 2025, et qui n’est pas encore élucidée, a peut-être valeur d’avertissement, s’agissant de pays où la part des EnRi dans la production d’électricité est devenue majoritaire. ↩︎
16. Source. ↩︎
17. Cérémé, op.cit. ↩︎