Si toutes les filières de l’énergie l’attendaient avec impatience depuis trois ans, la feuille de route énergétique publiée le 13 février ne fixe toujours que des objectifs de production à 10 ans. Les questions de consommation, de modulation du parc nucléaire, de financement des énergies renouvelables et du nucléaire, mais aussi de dépendance aux technologies vertes ou aux minerais critiques, restent ouvertes.
«Le plan Messmer 2 est lancé», s’est réjoui Sébastien Lecornu, le Premier ministre, le 12 février, au barrage de Vouglans dans le Jura, à la veille de la publication au Journal officiel de la nouvelle feuille de route énergétique de la France à 2035, la PPE3 (Programmation pluriannuelle de l’énergie). L’analogie avec le plan Messmer de mars 1974, de construction d’un parc nucléaire civil suite au choc pétrolier de 1973 pour assurer l’autonomie énergétique du pays, n’est pas juste un effet rhétorique. Les motivations et la méthode, avec ses limites, sont similaires. Comme en 1974, le gouvernement a fait le choix d’une «décision autoritaire» pour lancer un nouveau programme nucléaire, «sans passer par le Parlement», assume Sébastien Lecornu, rappelant que, comme à l’époque, «il y a urgence à réagir, tout le monde sait ce qu’il faut faire, ce n’est peut‑être pas la peine d’en parler pendant des heures». La publication par décret de la PPE3 est en effet une première brique, indispensable à un plan de souveraineté énergétique, qu’il reste à construire.
Marquant la relance d’un programme nucléaire civil en France, sa parution au Journal officiel était nécessaire pour avoir «une base légale pour discuter avec la Commission [européenne] d’un soutien important de l’État» pour les six premiers EPR2 commandés à EDF et permettre à ce dernier de prendre sa décision finale d’investissement fin 2026, indique Roland Lescure, ministre de l’Économie. La PPE3 fixe aussi le cap d’une bascule de la consommation finale d’énergie, de 60% d’énergies fossiles aujourd’hui à 60% d’énergies bas carbone en 2035, voire 70% en 2040. Objectif annoncé : réduire la facture d’importation des énergies fossiles qui oscille entre 50 et 60 milliards d’euros par an et la dépendance aux pays exportateurs : Russie, mais aussi États‑Unis et Moyen‑Orient. En attendant les années 2040 et la mise en service des EPR2, elle fixe surtout des cibles à 2030 et 2035 de nouvelles capacités de production d’énergies bas carbone, électriques et non électriques.
Les mêmes enjeux qu’en 1974
Mais comme le plan Messmer de 1974, cette stratégie de souveraineté énergétique doit définir qui va consommer toute cette électricité supplémentaire, alors que la France est en surproduction depuis deux ans et que les mesures d’électrification n’ont pas permis la bascule escomptée jusqu’ici. Se pose aussi, comme en 1974, la question de nouvelles dépendances, vis‑à‑vis notamment de la Chine, sur les technologies vertes et les matières critiques nécessaires à la transition, mais aussi vis‑à‑vis de l’uranium, dont l’approvisionnement pourrait se tendre d’ici à 2070, voire avant. Se pose enfin la question du financement. Les opposants au plan Messmer dénonçaient qu’il allait «ruiner EDF», a rappelé Sébastien Lecornu. Des questions légitimes sur l’équation économique pour EDF entre vendre une électricité abordable et investir dans le prolongement du parc et de nouveaux réacteurs se posent à nouveau crument. Tout comme la capacité de l’État à financer «plus d’électricité et plus de consommation», comme l’indique Roland Lescure, ministre de l’Économie.
La PPE3 ne répond pas à ces enjeux. Elle laisse même en suspens d’autres questions tout aussi prégnantes. A commencer pae la simplification des procédures administratives pour les nouvelles capacités de production. Cette PPE «ne va pas changer le régime d’autorisation», regrette Patrick Pouyanné, PDG de TotalEnergies, engagé en France notamment dans le projet d’éolien en mer Manche‑2. «Il faut continuer la simplification, réclame Yara Chakhtoura, présidente de Siemens Energy France et Siemens Gamesa Renewable France. Cela prend toujours 10 ans pour mettre en œuvre un projet d’éolien en mer. La moitié de ce temps est dédiée à des étapes administratives, essentiellement.» L’industrielle demande notamment que des éléments de simplification prévus par l’Europe, comme passer de 20000 à 1000 pages les appels d’offres, soient appliqués. «Cela permettrait à des industriels comme nous de faire plus avec notre appareil productif, c’est‑à‑dire livrer deux ans plus tôt, 10 % moins cher.»
Vos indices
La PPE3 ne fixe pas non plus d’objectifs de flexibilité supplémentaire au système électrique, notamment de stockage (batteries), note Engie, alors que la cohabitation renouvelables‑nucléaire, avec l’épineuse question de la modulation des réacteurs — qui s’intensifie en journée avec le photovoltaïque et peut accélérer l’usure des installations — pourrait coûter cher à EDF. Le gestionnaire du réseau y travaille, assure toutefois Thomas Veyrenc, directeur exécutif de RTE. «Les énergies renouvelables doivent être pilotées. Il va falloir que l’on encadre la façon dont ce pilotage se fait. Ce sont des milliers d’installations réparties sur le territoire. Il faut s’assurer qu’elles s’arrêtent au bon moment dans les bonnes proportions et qu’elles repartent au bon moment dans les bonnes proportions.» Ce cadre va devoir aussi prendre en compte les limites de la modulation nucléaire, même si le parc a été prévu pour cela et le fait massivement depuis longtemps. «On peut mettre en place un système où une tranche ne module pas. Il faut l’anticiper. Par contre, cela nécessite qu’on construise autour un système où il y aura peut‑être plus de batteries, plus de STEP [NDLR : station de transfert d’énergie par pompage] et plus de réseau», explique le dirigeant de RTE.
L’épineuse question du financement des renouvelables en suspens
Concernant le sujet épineux du soutien financier de l’État aux nouvelles énergies renouvelables, la PPE3 se contente de poser les données du problème sur la table. Selon ses modélisations, les coûts de soutien aux renouvelables entre 2025 et 2060 prévus dans la PPE sont estimés, en euros 2024, dans un scénario de prix bas (50 €/MWh électrique et 20 €/MWh gaz) entre 80,3 et 117,3 milliards d’euros ; dans le scénario de prix médian (70 €/MWh électrique et 35 €/MWh gaz) entre 28,4 et 52,5 milliards d’euros ; et dans le scénario de prix haut (95 €/MWh électrique et 50 €/MWh gaz) entre ‑34,7 et ‑26,5 milliards d’euros. Pour les faire baisser ou au moins mieux les encadrer, Sébastien Lecornu a missionné Jean‑Bernard Lévy, ancien PDG d’EDF, et Thierry Tuot, du Conseil d’État, en décembre 2025.
Le PDG de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, a son avis sur la question. Il propose de sortir du mécanisme de contrats pour différence, qui garantit un tarif de vente minimum aux producteurs de renouvelables et dans lequel «le risque de marché est pris par l’État, qui n’a pas de visibilité sur les coûts». Et propose de s’inspirer des États‑Unis, qui ont opté pour des aides fiscales à l’investissement, de l’ordre de 25%. Là, «le risque de marché est pris par le producteur, et de son côté l’État maîtrise mieux les montants mis en jeu». Sa proposition a des limites et ne s’appliquerait pas à l’éolien en mer. «On ne saura pas le faire uniquement sur le marché», explique le PDG de TotalEnergies, lauréat pour le parce CentreManche2. Il ajoute qu’il faut que les prix minimums auxquels s’engagent les producteurs soient réalistes. EDF, qui s’est engagé sur un prix de 44,9 €/MWh, trop bas, pour le parc éolien en mer Centre‑Manche 1 (1 GW), cherche à renégocier avec Bercy. Dans un rapport de juillet 2025, la Commission de régulation de l’énergie invitait, elle, à conserver les contrats pour différence mais en travaillant plus finement les prix de référence et les modes d’indemnisation.
Mais ce qu’il manque le plus dans la PPE3, c’est le volet consommation. Car pour passer de 42% de consommation d’énergie décarbonée en 2023 à 60% en 2030, avec un poids de l’électricité qui grimperait de 27% à 34% dans la consommation finale d’énergie, il faut se pencher sur la demande. Or les politiques mises en place jusque‑là n’ont pas réussi à déclencher la bascule. Les équipements — pompes à chaleur, véhicules électriques — restent trop chers. Les mécanismes d’aides sont trop instables pour investir. Sans parler de l’absence de visibilité à moyen et long terme sur les prix de l’énergie alors que le prix du gaz devrait rester bas.
Un plan d’électrification est néanmoins promis par le gouvernement pour la fin du printemps 2026. Il serait structuré autour de quatre piliers : l’industrie/artisanat, la mobilité, le numérique et le bâtiment, à la suite de groupes de travail organisés par le ministère de la Transition écologique. Engie espère qu’ils n’oublieront personne.
Pour l’industrie, Sébastien Lecornu a choisi une autre méthode. Le 5 janvier 2026, il a missionné le député du Haut‑Rhin Raphaël Schellenberger pour identifier, analyser et lever les freins à l’électrification des industries en France. Il doit rendre sa copie en juin.
