La France produit une électricité massivement décarbonée et exporte ses surplus par dizaines de térawattheures. Un cabinet d’analyse britannique vient pourtant de rappeler une évidence inconfortable : cette abondance ne garantit rien sur la capacité du système à encaisser les dix prochaines années. Publiée le 19 août, l’analyse de GlobalData sur le marché électrique français déplace le débat du volume produit vers la vitesse de réaction.
Un parc nucléaire stable, des renouvelables qui doublent
Le chiffre central du rapport tient en une fourchette. La capacité nucléaire française devrait rester comprise entre 61 et 63 GW jusqu’en 2035. Pas d’effondrement, pas de bond non plus : l’essentiel des évolutions viendra de la modernisation des réacteurs et de la prolongation de leur durée d’exploitation, pas de nouvelles unités raccordées avant la fin de la période.
Sur la même décennie, les capacités solaires et éoliennes devraient quasiment doubler. C’est là que le problème se noue. Le parc pilotable historique reste à peu près constant en puissance installée, alors que la part de production variable, elle, change d’échelle. Résultat mécanique : l’écart entre production instantanée et consommation instantanée s’élargit, et il faut quelque chose pour combler le trou.
L’été 2026 a fourni une démonstration grandeur nature. Le 12 août au matin, 20,4 % de la puissance nucléaire française était indisponible pour des raisons purement environnementales. Treize réacteurs concernés, entre arrêts complets et fonctionnement bridé. Le parc que l’on présente comme le socle de la sécurité d’approvisionnement peut donc reculer d’un cinquième en pleine vague de chaleur, c’est-à-dire au moment précis où la climatisation fait grimper la demande.
Le stockage passe du complément à la brique structurelle
GlobalData insiste sur un point que les opérateurs français connaissent bien : la France dispose déjà d’un actif de flexibilité de premier rang avec ses stations de transfert d’énergie par pompage. Les STEP absorbent les excédents et restituent en quelques minutes. Encore faut-il les entretenir, et surtout ne pas s’en contenter.
Les batteries répondent à un besoin différent. Maintien de fréquence, lissage des pointes de soirée, réponse infra-horaire : ce sont des services que le pompage-turbinage assure moins finement et qu’aucune centrale thermique ne rend au même coût. La filière française s’est structurée en 2026, et les besoins de stockage stationnaire raccordé au réseau haute tension sont estimés à plus de 6 GW d’ici 2030, pour près de 4 milliards d’euros d’investissements privés. Nos repères sur le stockage par batteries stationnaires détaillent les usages et les modèles économiques associés.
Reste la question qui bloque : qui paie ? Le cabinet pointe explicitement le besoin de mieux rémunérer la flexibilité, via les mécanismes de capacité, les services système et des contrats offrant des revenus prévisibles. Un projet de stockage se finance sur quinze ans. Il ne se finance pas sur l’espoir d’arbitrages favorables sur le marché spot.
Interconnexions : la flexibilité qui ne se construit pas chez soi
Deuxième levier, moins visible que les batteries mais tout aussi déterminant. La France renforce ou modernise plusieurs liaisons transfrontalières : IFA-2 vers le Royaume-Uni, Savoie-Piémont vers l’Italie, et le Celtic Interconnector qui doit relier l’Irlande. Chacune augmente la capacité d’échange sur longue distance.
L’intérêt est double. Exporter les surplus bas-carbone quand la production dépasse la demande nationale, importer quand le parc est contraint. Un août comme celui de 2026, avec un tiers du parc nucléaire perturbé par la sécheresse et la température des fleuves, montre l’utilité d’un voisinage électrique dense. Plus les interconnexions sont fortes, moins il faut maintenir de capacités de secours sur le territoire, ce qui allège la facture système.
Cette logique rejoint le calendrier de sortie du charbon, fixé à 2027 pour la production électrique. Les centrales à gaz, elles, conservent un rôle de secours assumé : capacité à démarrer vite, à monter en puissance vite, utile lorsque des réacteurs ou des barrages sont indisponibles. Leur poids dans la production baisse, leur fonction d’assurance demeure.
Les SMR, réponse d’après 2035
Le rapport évoque les petits réacteurs modulaires comme une piste de capacité nucléaire complémentaire, mais bien après 2035. Leur format réduit et leur conception modulaire pourraient débloquer des implantations là où les grands projets butent sur le foncier, les autorisations ou les coûts. La réserve est nette : le déploiement commercial à grande échelle reste à démontrer.
Autrement dit, les SMR ne règlent pas le problème de la décennie en cours. Sur 2026-2035, la flexibilité viendra du stockage, du pompage, des interconnexions, de l’effacement et du pilotage de la demande. Pas d’une nouvelle génération de réacteurs.
Le vrai risque n’est pas technique
GlobalData liste les obstacles : coût de maintenance d’un parc vieillissant, longueur des procédures réglementaires, accès aux matériaux, sécurisation des chaînes d’approvisionnement, acceptabilité locale, délais de raccordement. Aucun de ces points n’est un verrou technologique. Ce sont des verrous administratifs et financiers.
Le scénario défavorable est décrit sans détour. Une croissance rapide des renouvelables sans capacités de flexibilité suffisantes produirait des variations d’offre plus violentes, un recours accru au gaz lors des tensions, et un coût système en hausse pour les consommateurs. Le même raisonnement que celui tenu par RTE quand il chiffre le coût d’une électrification trop lente, vu depuis l’autre bout de la chaîne.
Et c’est peut-être là le message le plus utile de ce rapport. La France n’a pas un problème de production. Elle a produit 547,5 TWh en 2025, dont 521,1 TWh bas-carbone, avec un solde exportateur record de 92,3 TWh. Ce qu’elle doit encore prouver, c’est sa capacité à faire fonctionner ensemble nucléaire, renouvelables, stockage et interconnexions, au bon moment de la journée. Le sujet n’est plus le kilowattheure. C’est l’heure à laquelle il arrive, et la courbe en canard à la française le rappelle chaque soir d’été.
Combien de temps encore la flexibilité restera-t-elle traitée comme un ajustement, alors qu’elle devient la condition d’accès au reste ?
Source : pv magazine France, 19 août 2026 et L’EnerGeek, 19 août 2026.
Vous cherchez à valoriser la flexibilité de votre site ?
Effacement, agrégation, mécanisme de capacité, signaux de prix : nous décryptons les dispositifs qui rémunèrent la flexibilité industrielle. Suivez-les avec la newsletter du vendredi.
