Le Premier ministre Sébastien Lecornu a dévoilé le 10 avril le volet financier de son plan d’électrification : le soutien public passera de 5,5 à 10 milliards d’euros par an d’ici 2030 pour accélérer la bascule de l’industrie, du bâtiment et des transports vers l’électron. Un changement d’échelle immédiatement relayé par le régulateur, qui vient de valider 4,24 Mds€ d’investissements 2026 pour RTE. Les énergies pilotables — et le réseau qui les achemine — se retrouvent au cœur de cette séquence stratégique.
Lecornu double la mise sur l’électrification
Présenté comme la nouvelle étape de la stratégie énergétique française, le plan d’électrification dévoilé par Sébastien Lecornu à Matignon a une ambition chiffrée : porter la part de l’électricité dans la consommation finale d’énergie de l’industrie de 37 % à 47 % d’ici 2030. Pour y parvenir, l’exécutif annonce un doublement des soutiens publics, qui passeront de 5,5 à 10 milliards d’euros par an à l’horizon 2030. Un effort financé, assure Matignon, sans impôt nouveau, via un redéploiement massif du dispositif des certificats d’économies d’énergie (CEE).
Le plan couvre trois fronts opérationnels. Dans le bâtiment, l’installation de chaudières à gaz dans les logements neufs sera interdite dès la fin 2026, pendant que l’ensemble des aides publiques sera concentré sur la pompe à chaleur, avec un objectif d’un million d’unités installées par an en 2030. Dans les transports, le leasing social est relancé pour une deuxième vague de 50 000 véhicules électriques dès juin, complétée par un dispositif inédit à destination des « gros rouleurs » des classes moyennes. Côté industrie, le gouvernement prépare pour la première fois des aides ciblées sur les utilitaires et poids lourds — jusqu’à 100 000 € par véhicule — et l’électrification des outils de travail des artisans, restaurateurs, pêcheurs et agriculteurs.
RTE valide 4,24 Mds€ : le réseau passe à la vitesse supérieure
Cette trajectoire ne tient que si le réseau suit. Or la Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient d’approuver le programme d’investissement 2026 de RTE pour un montant inédit de 4,24 milliards d’euros, soit une progression de 27 % par rapport à 2025. Le détail est significatif : +394,5 M€ fléchés vers les nouveaux raccordements terrestres et l’adaptation du réseau, +153,6 M€ pour le renouvellement des ouvrages, et +106,3 M€ pour les raccordements éoliens offshore.
L’enveloppe s’inscrit dans un plan à beaucoup plus long terme. Entre aujourd’hui et 2040, RTE prévoit de remplacer 23 500 km de lignes aériennes et 85 000 pylônes, avec le déploiement de câbles de nouvelle génération conçus pour résister à des températures plus élevées et des pylônes « anti-cascade » capables d’absorber les vents extrêmes. Plus de 50 000 appareils de mesure seront installés pour passer à un pilotage en temps réel appuyé par l’intelligence artificielle. Un ordre de grandeur total proche de 100 Mds€ à l’horizon du SDDR — à comparer aux quelques milliards investis annuellement il y a encore cinq ans.
Flexibilité et pilotable : le duo qui absorbe le choc
Dans cette équation, la flexibilité de la demande change de statut : elle devient un actif stratégique, au même titre que la production. RTE et Enedis ont annoncé ce mois-ci la mise en test d’un portail commun d’activation des flexibilités locales, pensé pour mobiliser les agrégateurs, les effacements industriels et le stockage décentralisé. Parallèlement, l’appel d’offres flexibilités décarbonées (AOFD), qui succède à l’appel d’offres effacement, peut rémunérer jusqu’à 70 000 €/MW les capacités d’effacement ou de stockage. Le gisement identifié par RTE avoisine 15 GW d’effacement activable en 2030, et pourrait atteindre 20 GW d’ici 2035.
Le stockage stationnaire accompagne le mouvement. Neoen a annoncé le 2 avril la plus grande batterie de France — 496 MWh à Vernou-la-Celle-sur-Seine, mise en service visée 2028. ENGIE a de son côté lancé la construction de son premier grand BESS à Castelnau-d’Aude (110 MW / 220 MWh), et dévoilé mi-avril près de 400 MW de nouveaux projets de stockage à grande échelle en Europe. Côté hydraulique, les travaux préparatoires à la deuxième usine de la STEP de Montézic (+466 MW) confirment l’intérêt retrouvé pour le pompage-turbinage, dont EDF veut porter la capacité de 3,5 GW supplémentaires d’ici 2035.
Le nucléaire, socle implicite du pari
Personne ne le dit dans les mêmes termes, mais le plan Lecornu présuppose un parc pilotable performant. La PPE 3, publiée le 13 février 2026, fixe au nucléaire un objectif de 380 à 420 TWh annuels en 2035, soit près de 60 % du mix électrique. Le Conseil de politique nucléaire du 12 mars a réaffirmé l’architecture du programme des six EPR2 (Penly, Gravelines, Bugey) et ses paramètres de financement, tandis qu’EDF vise toujours une décision finale d’investissement d’ici la fin 2026, sous réserve du feu vert européen. Flamanville 3, reconnecté le 11 avril après ses derniers essais à 100 % de puissance, apporte 1 650 MW supplémentaires au système.
Sur le volet bas-carbone complémentaire, la filière hydrogène achève sa phase d’apprentissage : 91 projets de production représentent un potentiel de 1 100 kt/an à l’horizon 2035, et les premières unités industrielles — à commencer par la Gigafactory HDF de Blanquefort — entrent en service en 2026. Bruxelles est attendue sur la reconnaissance des contrats d’hydrogène bas-carbone adossés au nucléaire, un arbitrage que la filière aimerait voir tranché cette année plutôt qu’en 2028.
Ce qu’il faut retenir
La séquence d’avril 2026 dessine un alignement rare : un plan d’électrification politique chiffré (10 Mds€/an), une trajectoire réseau validée par le régulateur (4,24 Mds€ en 2026, 100 Mds€ à 2040), un parc pilotable en montée en charge (EPR2, STEP, BESS), et un marché de la flexibilité qui s’organise. La question n’est plus de savoir si la France va s’électrifier, mais si la filière parviendra à synchroniser ses rythmes — industriels, réglementaires et financiers. C’est désormais le rendez-vous clé pour les décideurs énergie.
