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- Un cap ambitieux : 38 % d’électricité dans la consommation en 2035
- Côté production, le photovoltaïque passe au régime sec
- Un retournement brutal après une année record
- Le vrai nœud : une consommation qui tarde à redémarrer
- Pourquoi les experts appellent à ne pas tirer de conclusions hâtives
- Ce que réclament les professionnels : de la cohérence et de la visibilité
Deux courbes devraient monter ensemble, et elles divergent. D’un côté, l’État veut que les Français roulent, se chauffent et produisent davantage à l’électricité. De l’autre, il serre le frein sur le solaire et l’éolien, les deux filières capables d’ajouter le plus vite de la production bas-carbone. Dans un article publié le 4 novembre 2026, Le Monde décrit ce paradoxe de la politique énergétique française, que les professionnels des renouvelables vivent depuis des mois sur le terrain.
Derrière ce grand écart se cache une question très concrète : faut-il ralentir la production parce que la consommation ne suit pas, au risque de manquer de capacités le jour où l’électrification des usages décollera vraiment ?
Un cap ambitieux : 38 % d’électricité dans la consommation en 2035
L’objectif est écrit noir sur blanc. La troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3), adoptée par décret le 12 février 2026, et le plan d’électrification du gouvernement prévoient de faire passer la part de l’électricité dans la consommation finale d’énergie de 27 % aujourd’hui à 34 % en 2030, puis à 38 % en 2035. Dans le même temps, la part des énergies fossiles doit tomber d’environ 60 % à moins de 30 %.
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Concrètement, la bascule passe par les véhicules électriques, les pompes à chaleur, l’électrification des procédés industriels et des réseaux de chaleur. La consommation totale d’énergie doit, elle, reculer d’environ 1 510 TWh en 2023 à près de 1 100 TWh en 2035, car un moteur électrique ou une pompe à chaleur rend le même service avec beaucoup moins d’énergie. Le détail de cette feuille de route figure dans notre article sur les 22 mesures du plan d’électrification.
Côté production, le photovoltaïque passe au régime sec
Le même texte qui organise l’électrification revoit à la baisse les ambitions renouvelables. La PPE3 fixe pour le photovoltaïque un objectif de 48 GW en 2030 et de 55 à 80 GW en 2035, contre 54 GW et 65 à 90 GW dans la version soumise à consultation en mars 2025. Surtout, le volume de capacités photovoltaïques attribuées ou contractualisées ne pourra pas dépasser 2,9 GW par an jusqu’en 2028. L’éolien terrestre est ramené à 31 GW en 2030, pour environ 24 GW installés fin 2025.
Rapporté aux 5,9 GW raccordés en 2025, ce plafond revient à diviser par deux le rythme de développement du solaire, comme le relève Le Monde. Dans les faits, le coup de frein est encore plus net : selon le Syndicat des énergies renouvelables, cité par Vert, moins de la moitié des 4,6 GW de projets prévus en 2026 ont été attribués. Le gouvernement a en outre évoqué un audit d’environ 8 000 installations déjà en service, afin de réduire leur soutien public en cas de rémunération jugée excessive.
Un retournement brutal après une année record
Le contraste est d’autant plus saisissant que la filière sort de sa meilleure année. Après la crise énergétique de 2022, les pouvoirs publics ont demandé aux renouvelables d’accélérer, et elles l’ont fait. Selon le Panorama de l’électricité renouvelable publié en juillet 2026 par le SER, RTE, Enedis et l’Agence ORE, 5 941 MW de photovoltaïque ont été raccordés en 2025, plus du double des 2 652 MW de 2022. Le parc solaire français a franchi pour la première fois la barre des 30 GW, un paradoxe que nous avions déjà analysé dans notre décryptage du dernier panorama.
Les entreprises ont recruté pour suivre ce rythme. Les filières solaire et éolienne pesaient près de 70 000 emplois directs en 2024 selon le SER. Un collectif de salariés estime aujourd’hui que plus de 20 000 postes ont été supprimés ou menacés en deux ans. Ce chiffre, avancé par des militants, ne repose pas sur un décompte officiel, mais il traduit l’ampleur du malaise dans les bureaux d’études, chez les développeurs et chez les installateurs.
| Indicateur | Chiffre | Source |
|---|---|---|
| Part de l’électricité dans la consommation finale | 27 % aujourd’hui, 38 % visés en 2035 | PPE3 |
| Photovoltaïque raccordé en 2025 | 5,9 GW | Panorama SER, RTE, Enedis, ORE |
| Parc solaire fin 2025 / objectif 2030 | 30,4 GW / 48 GW | Panorama / PPE3 |
| Plafond annuel de nouveaux projets PV jusqu’en 2028 | 2,9 GW | PPE3 |
| Heures à prix négatifs | 513 h en 2025, 515 h au 10 octobre 2026 | RTE, EPEX Spot |
Le vrai nœud : une consommation qui tarde à redémarrer
Le gouvernement ne freine pas sans raison. La production d’électricité bas-carbone progresse plus vite qu’une demande restée atone depuis la crise de 2022, au point que RTE a revu ses prévisions de consommation à la baisse en décembre 2025. Ce déséquilibre se lit directement sur les marchés de gros : la France a connu 513 heures à prix négatifs en 2025, puis 407 au seul premier semestre 2026, soit 10 % du temps selon le bilan semestriel de RTE. Au 10 octobre, les données EPEX Spot compilées par Selectra en dénombraient déjà 515 sur l’année, un record.
Ces excédents obligent à moduler la production. Le Monde souligne le recours croissant à la modulation du parc nucléaire, et les renouvelables prennent aussi leur part : selon RTE, leur volume de modulation est passé de 1,9 à 2,5 TWh d’un premier semestre à l’autre, soit environ 5 % de la production éolienne et solaire. Une partie du surplus part enfin à l’étranger, la France ayant signé un record d’exportations au premier semestre.
Pourquoi les experts appellent à ne pas tirer de conclusions hâtives
Plusieurs spécialistes interrogés par Le Monde mettent pourtant en garde contre une lecture de court terme. Le surplus actuel tient surtout au retard de l’électrification, pas à un excès durable de production. Si les voitures électriques, les pompes à chaleur et les industriels montent en charge comme le prévoit la PPE3, les besoins augmenteront. Or une centrale solaire ou un parc éolien demande plusieurs années entre les premières études et la mise en service.
Le contexte international renforce cet argument. La crise énergétique de 2026, liée à la guerre en Iran, a rappelé le prix de la dépendance aux hydrocarbures importés. Électrifier l’industrie, le chauffage et les transports reste le moyen le plus direct de réduire ces importations. Encore faut-il disposer de l’électricité nécessaire au moment où la demande repartira.
Les heures de midi saturées de soleil sont aussi un signal pour la flexibilité. Stockage par batteries, pilotage des ballons d’eau chaude et de la recharge des véhicules sur les heures solaires, offres à tarification dynamique : autant de leviers capables de transformer une électricité excédentaire en électricité utile, plutôt que de couper la production à la source.
Ce que réclament les professionnels : de la cohérence et de la visibilité
Les filières renouvelables ne demandent pas un retour à une croissance sans limite. Elles réclament avant tout de la cohérence et une visibilité à long terme, avec une stratégie dans laquelle production et consommation avancent au même pas. Car le stop-and-go a un coût : des entreprises qui licencient aujourd’hui devront recruter demain, des compétences se perdent, et des projets abandonnés devront être relancés plus tard, souvent plus cher.
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Le prochain rendez-vous est déjà fixé. La PPE3 prévoit une clause de revoyure en 2027 pour ajuster les objectifs 2030-2035 selon la demande réellement constatée, l’année même de l’élection présidentielle. D’ici là, la France continuera de parier sur l’électricité tout en rationnant le solaire et l’éolien. Tout l’enjeu sera de savoir si la consommation repartira avant que la filière ait perdu les savoir-faire qu’elle a mis des années à construire.
