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Dans son dernier bilan prévisionnel, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité (RTE) prévoit deux à trois années de surcapacités de production. De quoi tirer les prix vers le bas et favoriser les exportations. Mais si la situation actuelle se prolongeait, cela dégraderait le modèle économique des producteurs.

« Souvenez-vous, il y a trois ans, nous nous demandions si nous aurions assez d’électricité pour passer l’hiver », rappelle Xavier Piechaczyk, le président du directoire de Réseau de transport d’électricité (RTE). Trente-six mois plus tard, le paysage a changé. Les Européens ont sécurisé leurs approvisionnements en gaz et la production du parc nucléaire d’EDF est remontée en flèche, après que l’épisode de la corrosion sous contrainte l’a fait plonger (en 2022). Le niveau de risque en cas de vague de froid hivernal n’a jamais été aussi faible.

Aujourd’hui, la France produit plus d’électricité qu’elle n’en consomme, ce qui suscite une volée de critiques. Pour les uns, il faut arrêter les renouvelables ; pour les autres, ralentir les ambitions du pays dans le nucléaire. Ces positions sont justifiées par une consommation d’électricité qui ne décolle pas. Mais elles risquent d’empêcher le pays de relever les défis qui l’attendent dans les toutes prochaines années. Dans son nouveau bilan prévisionnel, RTE met en perspective deux trajectoires de consommation. La première à 505 TWh en 2035, et la seconde, dite de « décarbonation rapide », à 580 TWh. Loin des scénarios figurant dans son document de référence « Futurs énergétiques », publié en février 2022, et qui tablait sur une consommation comprise entre 525 et 615 TWh en 2035. Un écart que le président de RTE explique simplement : « En 2022, nous avions retenu trois scénarios : le premier incluait des objectifs de réindustrialisation et de décarbonation assurant le respect des engagements européens, le deuxième prévoyait un retard de trois à cinq ans sur ces objectifs et le troisième, dit “de mondialisation contrariée”, avec une consommation presque atone. Or nous assistons à la réalisation du premier scénario côté production et du troisième côté consommation. Cela crée un décalage. » Dès lors, faut-il arrêter d’installer des capacités de production en attendant que la consommation décolle ? RTE est très loin d’arriver à cette conclusion.

Souveraineté énergétique

« Nous sommes entrés dans un épisode de surcapacité, dans un moment d’abondance, souligne Xavier Piechaczyk. C’est une période transitoire, qui est avérée pour deux à trois ans. Mais cet épisode ne doit pas durer trop longtemps. » La situation actuelle présente néanmoins quelques avantages. Les exportations d’électricité se portent bien : 89 TWh exportés en 2024 (un record), 82 TWh au cours des onze premiers mois de 2025. L’année dernière, l’électricité a rapporté 5 milliards d’euros à la balance commerciale française, quand les achats de gaz et de pétrole lui en ont coûté 66 milliards. L’électricité est aussi un moyen de garantir la souveraineté énergétique de la France : elle est produite localement quand il faut importer les hydrocarbures. Avec tout ce que cela implique en termes de dépendance aux pays producteurs, jadis la Russie, aujourd’hui, les États-Unis.

Ces surcapacités permettent à la France d’afficher les prix de l’électricité les plus bas d’Europe, avec un différentiel de 30 euros du mégawattheure par rapport à l’Allemagne. Autre avantage, pour les consommateurs nationaux cette fois, les prix sont tirés vers le bas : un plus pour le pouvoir d’achat et pour la compétitivité industrielle. « L’abondance a des vertus, insiste Xavier Piechaczyk. En France, il n’y a pas de rivalité entre les secteurs. On peut à la fois réindustrialiser, décarboner et installer des data centers. Certains pays, comme le Royaume-Uni, l’Irlande ou les Pays-Bas par exemple, sont contraints de faire des choix faute de disposer de suffisamment de ressources électriques. » Un état de fait qui commence à avoir des conséquences concrètes dans les choix d’investissement de grands groupes internationaux.

Une industrie de coûts fixes

« Toute la difficulté est d’éviter les surcapacités structurelles qui soulèvent des enjeux techniques et économiques », alerte néanmoins Xavier Piechaczyk. Des surcapacités durables feraient grimper d’environ 7 % le coût du mégawattheure (MWh). En effet, la production d’électricité est une industrie de coûts fixes : pour rentabiliser les installations, il faut une utilisation optimale. La baisse durable des prix de marché, avec un prix spot moyen compris entre 35 et 50 euros du MWh, entraînerait une dégradation du modèle économique des producteurs, avec une perte de revenus de l’ordre de 20 milliards par an. Enfin, il y aurait un effet haussier sur les charges budgétaires liées au soutien public aux renouvelables.

Le vrai défi est donc de disposer des moyens de production adéquats à la fois pour éviter une catastrophe économique et pour accompagner la croissance attendue de la demande. Car RTE anticipe toujours une hausse de cette dernière. « Nos prévisions se basent aujourd’hui sur des projets concrets et non plus uniquement sur des prospectives », explique Thomas Veyrenc, directeur général stratégie chez RTE. Depuis 2022, le gestionnaire du réseau a engrangé des demandes de raccordement pour l’électrification de sites existants (par exemple, le verrier Verallia), de nouvelles usines (Gravithy, qui produit de l’acier décarboné, Holosolis, pour concevoir ses panneaux solaires…) et des data centers correspondant à 180 TWh de consommation supplémentaires.

Prudent, RTE estime qu’une partie seulement des demandes aboutiront et que les entités ne consommeront pas 100 % des capacités demandées. Malgré ces bémols, la demande devrait (enfin) augmenter d’ici à 2030. « Le bilan de RTE confirme la nécessité d’accélérer sur l’électrification des usages pour atteindre nos objectifs : transition écologique, des logements plus résilients, décarbonation de l’industrie et réindustrialisation, indépendance énergétique », a réagi Bercy, ajoutant que le premier ministre « souhaitait une stratégie d’électrification complémentaire à la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) ». Alors que « des décisions concernant la PPE seront prises d’ici Noël ».