L’Usine nouvelle – La consommation d’électricité est revenue à son niveau de 2010 et stagne, est-ce problématique ?
Thomas Veyrenc, directeur général de RTE –On fait comme si c’était une surprise que la consommation d’électricité ne croisse pas. Mais la demande n’augmente plus depuis la fin des années 2000 ! Elle baissait déjà faiblement dans les années 2010. Cette tendance de fond vient de progrès continus dans l’efficacité énergétique, de la tertiarisation de l’économie et de sa faible croissance. S’y est ajoutée la crise énergétique de 2022-2023, qui a accentué le mouvement en raison de l’augmentation des prix de l’énergie et mis l’accent sur les gestes de sobriété. Début 2025, le niveau de consommation est remarquablement stable.
Il faudrait un mouvement d’électrification de grande ampleur pour inverser cette tendance. Bien sûr, un tel mouvement est hautement souhaitable : notre approvisionnement énergétique dépend des énergies fossiles à 60%, avec à la clé un cortège de dépendances économiques et stratégiques par rapport aux pays producteurs de pétrole et de gaz. Mais il ne suffit pas de décréter ce mouvement pour qu’il advienne.
Un motif d’espoir tout de même : le potentiel pour électrifier et réindustrialiser est là. RTE a octroyé des droits d’accès au réseau pour les prochaines années à plus de 150 projets industriels ou numériques, représentant plus 21 GW de capacité. Soit plus du double des capacités industrielles actuellement raccordées au réseau. C’est considérable : il suffirait qu’un quart de ces projets se concrétise pour que la consommation s’infléchisse réellement. Travaillons donc à la concrétisation d’une partie de ces intentions.
- 1.1498+7.1
20 Mars 2026
Gazole France HTT€/litre
- 69.4+7.26
Février 2026
Cours des matières premières importées - Pétrole brut Brent (Londres) en dollars$ USD/baril
- 2.1088+4.53
20 Mars 2026
Gazole France TTC€/litre
Est-ce que cette faible consommation, alors que l’on continue à augmenter l’offre, crée un déséquilibre sur le réseau ?
J’observe surtout que la notion de déséquilibre est très variable ! Durant l’hiver 2022-2023, le déséquilibre c’était le risque de pénurie : on nous demandait si l’on n’allait pas manquer d’électricité, maintenant on s’inquiète qu’il y en ait trop. Il faut faire attention aux jugements définitifs et essayer de raisonner sur le temps long, en regardant l’échelle pertinente, qui est plus large que la France.
Les épisodes d’écrêtement des renouvelables ou de modulation du nucléaire sont très médiatisés, mais pour l’instant, l’effet principal de la remontée du potentiel de production français est d’augmenter les exports – faut-il vraiment s’en plaindre ? Et la France a le potentiel d’accroître encore les exports d’électricité et de dépasser les 100 TWh.
Par contre, si la demande d’électricité ne décolle pas du tout dans les prochaines années, il sera inévitable de ralentir le rythme de développement de l’appareil de production. En effet, les autres pays européens aussi installent des moyens de production : le potentiel d’export n’est donc pas infini.
Les épisodes de prix négatifsoù il faut écrêter la production se multiplient. Faut-il continuer à programmer le développement de renouvelables ?
Lorsque les prix sont nuls ou négatifs, cela veut dire qu’à un instant donné il y a trop de production par rapport à la demande. C’est bien sûr un symptôme du retard dans l’électrification de notre économie, mais c’est également un phénomène qui était attendu, et qu’on aurait même vu plus tôt si la disponibilité du parc nucléaire s’était maintenue au début des années 2020.
D’un point de vue technique, que des producteurs – y compris renouvelables –soient en capacité d’écrêter leur production est une bonne chose pour la gestion du système électrique. Cela signifie que la production française répond de mieux en mieux aux prix de marché et que les renouvelables sont capables de participer à l’équilibre du système. C’est la condition de la poursuite de leur développement, a fortiori dans un contexte où l’électrification tarde à se concrétiser. C’est aussi l’illustration du fait que les énergies renouvelables n’ont pas, contrairement à la légende, de priorité d’accès au réseau. En temps réel, c’est RTE qui décide et nous sommes amenés parfois à ajuster la production renouvelable alors que les autres moyens de production, y compris le parc nucléaire, ne sont pas arrêtés.
Par contre, ces écrêtements soulèvent un vrai enjeu de coordination : il faut éviter que l’ensemble des producteurs arrêtent ou redémarrent leurs installations au même moment, car cela génère des dynamiques de variation très importantes que le système électrique doit encaisser. Ce mois-ci, nous présenterons aux acteurs du système un projet de modification des règles d’accès au réseau pour gérer ces situations : c’est un chantier très important, sur lequel nous devons agir résolument.
Le sujet des flexibilités de la production et de la demande peine à émerger dans les débats relatifs à l’énergie. Le contexte actuel offre-t-il à RTE l’opportunité de remettre en lumière ces enjeux ?
Oui, et il est certain la période actuelle montre l’intérêt de renforcer ces flexibilités. Nous avions indiqué dans notre Bilan prévisionnel 2023 qu’il ne fallait pas en rester à une déclaration d’intention et nous avions décrit un plan de passage à l’échelle. Et nous allons prochainement proposer une analyse poussée des besoins de flexibilité du système, conformément à la nouvelle mission qui nous a été conférée dans le cadre de la réforme du market design.
Et si le contexte actuel permet de rappeler que le réseau, les flexibilités, le rythme d’électrification sont des composantes du système électrique toutes aussi importantes que la production, qui concentre pourtant l’attention médiatique voire les soutiens budgétaires, je pense que ce sera positif.
La baisse des ambitions dans la production d’hydrogène, qui devait participer à la flexibilité du réseau et au stockage des renouvelables, va-t-elle créer un manque de flexibilité ?
A court terme, non. J’ai toujours résisté à tenir l’hydrogène pour la solution magique permettant de résoudre tous les problèmes du système électrique. Et nous avons été prudents, au sein de nos études, sur la flexibilité réelle des systèmes d’électrolyse, et nous le resterons tant que nous n’aurons pas observé le comportement réel des premiers électrolyseurs. Pour décoller et être adopté dans le domaine industriel, l’hydrogène a surtout besoin d’être compétitif par rapport à son alternative fossile. Or, la flexibilité peut aussi avoir un coût pour les utilisateurs d’hydrogène.
Les scénarios Futurs énergétiques 2050 restent-ils valables vis à vis des tendances de l’électrification et de la feuille de route de la France ?
Un grand nombre des résultats des Futurs énergétiques reste valable : le fait qu’une dynamique d’électrification ou de réindustrialisation ne se soit pas encore matérialisée ne change rien au diagnostic. Je rappelle que les trajectoires de consommation qui y figurent ne sont pas des prévisions, mais une description de la façon dont la consommation évoluerait dans le cas où les objectifs de décarbonation et de réindustrialisation seraient atteints.
Cela dit, l’étude a été publiée en 2021, avant la crise énergétique, et le monde a changé depuis. Un changement que nous avions d’ailleurs déjà commencé à anticiper dans le Bilan prévisionnel 2023, avec des scénarios de retard dans la transition ou de «mondialisation contrariée» – un terme adéquat pour décrire ce que l’on vit aujourd’hui. Nous ouvrirons en juillet la concertation sur la réactualisation de l’analyse. La nouvelle étude comprendra plus d’analyses et de stress-test, et aura un focus important sur la compétitivité de l’électricité française.
Concernant les capacités de pointe, dans quelle mesure aura-t-on besoin de capacités supplémentaires dans les années à venir ?
Question difficile. Si nous atteignons les objectifs des pouvoirs publics, il faudra bien de nouvelles capacités de pointe. Mais si l’électrification tarde, le besoin sera moindre. Le choix important se fera lors de la fixation des termes du nouveau mécanisme de capacité, qui est l’outil chargé de faire émerger ces éventuelles nouvelles capacités. D’ici la fin de l’année, le scénario utilisé pour le paramétrer devra être choisi : il faudra donc arbitrer entre deux risques : celui d’investir dans des nouvelles capacités qui s’avèreraient in fine inutiles si la consommation n’augmente pas, ou risque d’un sous-dimensionnement du parc de production et de flexibilité face à une éventuelle accélération de l’électrification. C’est un vrai choix de politique publique. Notre rôle sera de donner des éléments d’appréciation aux pouvoir publics pour faire ce choix.
Les autres pays européens sont-ils dans la même situation que la France ?
Oui et non. Oui, il y a beaucoup de points communs sur l’évolution de la consommation d’électricité, qui a baissé ces dernières années et reste stable avec une timide augmentation l’an passé. Certains pays sont plus dynamiques mais globalement, la tendance est la même. Non, car quand la plupart des pays voisins développent les renouvelables, ces capacités se substituent à une production thermique fossile, gaz ou charbon et font directement baisser leurs émissions de gaz à effet de serre. En France, les renouvelables nous ont permis de sortir des grandes centrales au fioul et quasiment du charbon pour la production d’électricité, mais pour le reste elles s’ajoutent au nucléaire dans un système électrique déjà décarboné à 95%. Pour la France, baisser les émissions implique donc de réussir à transférer des usages fossiles vers cette électricité décarbonée : c’est la partie la plus difficile du plan. On en revient donc au début de mon propos : l’urgence consiste désormais à concrétiser les projets d’électrification qui existent pour enclencher réellement cette transition !
