Il va falloir se faire une raison. Le prix de gros de l’électricité va continuer à être dépendant des cours du gaz et du charbon. « Le marché de l’électricité n’est pas si simple à réformer. Le principe qui consiste à donner la priorité aux renouvelables n’a pas vocation à changer à court terme. Même si le mix électrique européen devait se décarboner massivement, il resterait dans le parc une part modeste, mais suffisante, de la production dépendante des matières premières, pour que ce soit cette partie-là qui fasse le prix », a rappelé Christophe Leininger, délégué général de l'Union française de l'électricité (UFE) aux industriels lors de la conférence Aluminov.
Pourtant, il va bien falloir trouver un moyen de garantir aux industriels l’accès à l'électricité en quantité suffisante, et surtout à un prix stable et compétitif, pour les dizaines d’années à venir. Leur demander de signer des contrats d’achat de 20 à 25 ans d’énergies renouvelables - éolienne et solaire, même avec stockage - via le mécanisme des Corporate PPA (power purchase agreement) auprès des opérateurs, ne va pas suffire. Pionnière, la SNCF s’est lancée en 2018. Or, elle n’a réussi à sécuriser que 250 GWh de sa consommation à l’horizon 2026 (6 TWh). Le mécanisme d’appel d’offres de la Commission de régulation rend, pour l'heure, ces projets peu attractifs pour les développeurs.
Sécuriser un approvisionnement à prix maîtrisé
La piste qui consiste à étendre le mécanisme Arenh (d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique) à l’intégralité de la production du parc d’EDF actuel - EPR de Flamanville 3 compris, soit environ 400 TWh par an - n’a pas encore reçu l’accord de Bruxelles. La Commission européenne, qui avait vu dans l’Arenh un moyen d’ouvrir le marché, « n’accepte plus que ce type de dispositif s’applique à des consommateurs professionnels », analyse Christophe Leininger.
- 58.7+6.53
Février 2026
Cours des matières premières importées - Pétrole brut Brent (Londres) en euros€/baril
- 1.2539+3.07
3 Avril 2026
Gazole France HTT€/litre
- 69.4+7.26
Février 2026
Cours des matières premières importées - Pétrole brut Brent (Londres) en dollars$ USD/baril
De toute façon, les 400 TWh ne vont pas suffire à électrifier l’industrie, les transports et à produire de l’hydrogène décarboné pour les activités qui ne pourraient être électrifiées. La consommation d'électricité va croître qu’au moins 35% d’ici à 2050, explique RTE. Et l’industrie lourde a besoin de visibilité. En pleine crise des prix de l’énergie, le gouvernement a justement mandaté l’ancien patron d’ArcelorMittal, de l’UIMM et de France Industrie, Philippe Darmayan, pour réfléchir sur l’établissement de contrats long terme. Sa mission est de six mois.
Le précédent d'Exeltium pourrait l'inspirer. En 2007, à la suite d'un appel d’offres européen, 27 industriels français électro-intensifs ont signé avec EDF un contrat de type « take-or-pay » de 311 TWh d’électricité sur une période de 24 ans, en contrepartie d’une avance de près de 4 milliards d’euros payée au début du contrat, et d’un prix « proportionnel indexé » au fil de l’eau, représentant les coûts d’exploitation du parc nucléaire d’EDF. Il a débuté en 2010 et court jusqu’en 2034. Il aura fallu cinq ans de négociations pour le monter. Une sorte de PPA nucléaire avant l’heure qui pourrait faire école, au moment où la France veut construire de nouveaux réacteurs nucléaires.
