C’est un paradoxe qui dérange. La France pourrait se retrouver avec trop d’électricité décarbonée, et le payer cher. Dans son analyse économique publiée le 15 juillet 2026, RTE compare plusieurs trajectoires de consommation et arrive à une conclusion contre-intuitive : moins on consomme d’électricité, plus chaque mégawattheure coûte cher au système.
510 ou 470 TWh : quarante térawattheures qui changent tout
Le gestionnaire de réseau a modélisé deux mondes. Dans le premier, dit de décarbonation rapide, la consommation électrique française atteint 510 térawattheures en 2030. Dans le second, l’électrification des usages patine et la demande plafonne à 470 TWh.
Quarante térawattheures d’écart. Sur le papier, rien de spectaculaire. Sauf que le coût complet du mégawattheure consommé, lui, bascule d’environ 78-82 €/MWh dans le scénario rapide à 84-91 €/MWh dans le scénario lent.
La mécanique est simple. Les coûts fixes du système électrique, le parc nucléaire, les réseaux, les renouvelables déjà construites, ne diminuent pas parce que la demande stagne. Ils se répartissent simplement sur moins de mégawattheures. « La différence de volume d’électricité consommée entre les trajectoires entraîne une augmentation du coût complet par unité d’électricité consommée », résume RTE.
Des prix bas qui coûtent 14 milliards d’euros
Le piège se referme surtout sur les producteurs et les finances publiques. Une demande faible tire les prix de gros vers le bas. Bonne nouvelle pour le consommateur à court terme, désastre pour l’équilibre économique de la filière.
RTE chiffre l’addition. Dans un contexte de prix bas, le coût des dispositifs de soutien public augmenterait d’environ 5 milliards d’euros par an par rapport à une trajectoire de forte électrification. Mécanique des compléments de rémunération : quand le prix de marché descend, l’État comble l’écart.
Et les producteurs qui vendent hors appel d’offres ou hors obligation d’achat encaissent le choc de plein fouet. Perte estimée : jusqu’à 9,4 milliards d’euros par an. Soit près de 14 milliards d’euros de valeur qui s’évaporent chaque année entre le budget de l’État et les comptes des énergéticiens.
Ce n’est pas un scénario théorique. Les résultats semestriels d’EDF publiés en juillet montrent déjà un EBITDA en recul de 9 %, plombé notamment par des prix spot déprimés en période de faible demande.
Le nucléaire condamné à moduler massivement
Au-delà des euros, il y a la physique. Un système surcapacitaire doit s’équilibrer en temps réel. Quand la production dépasse la demande, quelqu’un doit lever le pied.
Aujourd’hui, EDF module déjà son parc pour optimiser son fonctionnement, et cette modulation lui rapporte de l’argent. Elle suit le signal-prix. Demain, la logique s’inverse : la modulation deviendra subie, imposée par l’absence d’opportunité économique sur le marché.
Les ordres de grandeur donnent le vertige. Dans la trajectoire de décarbonation rapide, les besoins de modulation du nucléaire se stabiliseraient entre 10 et 20 TWh sur 2030-2035, et ceux des renouvelables autour de 5 TWh. Dans le scénario lent, la modulation nucléaire grimpe à 40-55 TWh dès 2030. Les renouvelables, elles, iraient jusqu’à 20 TWh de production effacée en 2035.
Multiplier par trois ou quatre la modulation d’un parc nucléaire, ce n’est pas neutre. Cyclage thermique accru sur les composants, usure des grappes de commande, complexité accrue de la gestion du combustible. Sans compter que chaque térawattheure modulé est un térawattheure produit pour rien, alors que les coûts fixes, eux, sont déjà engagés.
Pourquoi l’électrification patine
Reste la question que RTE ne tranche pas vraiment : qu’est-ce qui bloque ? Les leviers sont identifiés depuis longtemps. Véhicule électrique, pompe à chaleur, décarbonation des procédés industriels, chacun avance à son rythme, aucun ne file droit.
Le prix relatif de l’électricité face au gaz et aux carburants fossiles reste le nerf de la guerre. Tant que le kilowattheure électrique porte l’essentiel de la fiscalité énergétique et des coûts de réseau, l’arbitrage économique du ménage ou de l’industriel penche du mauvais côté. La hausse de 2,5 % des tarifs réglementés au 1er août 2026 ne va pas dans le sens souhaité.
Il y a aussi un problème de signal. Les expérimentations de tarifs modulables lancées par EDF vont dans la bonne direction, mais elles restent à l’échelle de quelques milliers de foyers face à un parc de 30 millions de compteurs.
Un arbitrage politique déguisé en modèle
L’analyse de RTE tombe alors que la PPE3 attend toujours sa publication définitive et que la décision finale d’investissement sur les six EPR2 doit être sécurisée d’ici fin 2026. Le calendrier n’a rien d’un hasard.
Le message est direct : le nouveau nucléaire n’a de sens économique que si la demande suit. Construire 6 réacteurs pour alimenter un système qui module 55 TWh par an, c’est difficile à défendre devant Bercy comme devant Bruxelles.
Alors électrifier vite, oui. Mais la France a-t-elle réellement les leviers pour faire bouger 40 TWh de demande en quatre ans, quand chaque point de bascule dépend de décisions d’achat prises par des millions de ménages et des milliers d’industriels ?
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