Une accélération de l’électrification en France est-elle vraiment possible ?

La préparation de la PPE3 a buté, dans sa phase finale, sur le constat du déséquilibre croissant entre l’offre et la demande d’électricité, faute de s’être assuré, dans les premières versions de la feuille de route, de la cohérence entre les rythmes d’électrification des usages et de celui du développement hors marché des EnRi. Elle s’est conclue par la décision de ralentir un peu le rythme d’installation de l’éolien et du solaire photovoltaïque (PV), mais dans une proportion insuffisante pour rétablir l’équilibre entre offre et demande d’électricité sans une forte électrification des usages. 

Pour le solaire PV, l’objectif pour 2035 se situe désormais entre 55 et 80 GW, contre 100 GW dans les premières versions. Pour l’éolien terrestre, il se situe entre 35 et 40 GW, contre 45 GW visés antérieurement. Pour l’éolien en mer, l’objectif pour 2035 est de 15 GW, au lieu des 18 GW précédemment envisagés. Les acteurs du secteur des EnRi ont dénoncé ce ralentissement en mettant en cause le soutien erratique à l’électrification des usages.

Du côté des pouvoirs publics, la modération dans ces baisses a été justifiée par une volonté politique renforcée de promouvoir l’électrification des usages - bâtiments, véhicules, industrie – pour aller chercher un supplément de demande de 100 TWh d’ici 2030, et de 150 TWh d’ici 2035. Un plan, destiné à accroître « les transferts d’usages depuis les énergies fossiles vers l’électricité [qui doivent jouer un rôle important] dans la trajectoire construite et planifiée que doit suivre notre système énergétique dans la SNBC »⁽¹⁾, devrait être présenté dans les prochaines semaines. Il est destiné à répondre à des critiques comme celle relayée récemment par un éditorialiste au Monde : « La conclusion à tirer du fait que la demande d’électricité reste insuffisante n’est pas que l’on produit trop, mais que les Français n’ont pas été efficacement incités à changer leur mode de consommation d'énergie. »⁽²⁾

Il existe toutefois d’autres causes de la stagnation de la demande d’électricité, à savoir la désindustrialisation et les comportements plus sobres des industriels, des ménages et du tertiaire sous l’effet de l’hystérésis des prix élevés en 2022-2023⁽³⁾. Les promoteurs des ENRi et leurs partisans ne voient que les défauts du soutien public⁽⁴⁾, alors que l’électrification des usages dans chaque domaine est en elle-même complexe et la voie pour y parvenir semée d’embûches. Dans son Bilan prévisionnel 2025 (BP2025), RTE fournit les éléments de prospective permettant de juger de la possibilité de faire croître les consommation d’électricité par les politiques appropriées dans deux scénarios, l’un de décarbonation rapide qui permet d’évaluer jusqu’où on pourrait aller par rapport à l’objectif de 100 TWh en plus en 2030, et l’autre de décarbonation lente où, avec des incitations stabilisées, on est encore plus éloigné de l’objectif 2030 et de la trajectoire conduisant à 150 TWh visés à l’horizon 2035 de la PPE3.

Augmentation des consommations dans les deux scénarios d’électrification de RTE (Source : Scénarios du BP2025)

Les annonces d’objectifs élevés de l’électrification relèvent plus du vœu pieux que d’analyses socio-technico-économiques poussées. Le remplacement d’équipements utilisant les fossiles par leurs équivalents électriques ne se décrète pas, même en engageant des milliards d’euros, comme cela a pu être affiché. Le succès du futur plan d’électrification qui inclura la concrétisation de projets d’électrification et de réindustrialisation est loin d’être garanti, comme a notamment pu l’exprimer le PDG d’EDF⁽⁵⁾. Les projets concernant l’hydrogène bas carbone suffisent à éveiller les doutes : cette technologie, malgré un soutien constant depuis plus de dix ans, a du mal à émerger. De même, le développement des centres de données dépend plus de la conjoncture internationale que d’un quelconque plan. Quant aux gigafactories, les échecs qu’a connus l’Europe, notamment dans les batteries, doivent inciter à la prudence dans les prévisions. 

Les difficultés intrinsèques de l’électrification des usages fossiles

L’électrification repose sur l’adoption d’équipements perçus comme coûteux à l'achat - pompes à chaleur (PAC), véhicules électriques (VE) par exemple - et dont le retour d’investissement est permis par les économies faites par rapport à l’usage d’un équipement utilisant les fossiles, sur un temps généralement long. Elle dépend donc d’arbitrages économiques prenant en compte les prix relatifs des énergies, le coût du capital, la visibilité règlementaire, l’ampleur des soutiens publics, la pénalisation des équipements fossiles émetteurs de CO₂ (taxe carbone, malus écologique, etc.) ainsi que la confiance, à la fois dans la trajectoire des prix, mais aussi dans la pérennité des mesures gouvernementales⁽⁶⁾. 

L’intervention publique doit s’assurer que ses mesures mettent les solutions électriques à parité avec celles basées sur une énergie fossile, notamment les taxes qui peuvent défavoriser l’usage de l’électricité par rapport au gaz moins taxé. De même, la tarification électrique devrait transmettre aux consommateurs (industriels et ménages) les variations des prix sur les marchés de gros en fonction des productions solaires et éoliennes⁽⁷⁾. Dans cette même perspective, les recharges de batteries des VE devraient pouvoir bénéficier de très bas prix, en étant intégrées dans les programmes de pilotage de la demande qui participent à l’équilibrage du système, comme c'est déjà le cas d'offres de certains fournisseurs. 

La structure tarifaire binôme doit également être adaptée tant sur la partie transport que la partie fourniture pour que soit augmentée la part puissance par rapport à la part énergie, sachant qu’une part variable plus faible est favorable à l’usage de l’électricité. Comme le dirait un consommateur dans un langage grand public, « une fois que j’ai payé mon forfait pour être raccordé, autant consommer de l’électricité si la part variable est faible ».

Par ailleurs les ménages n’arbitrent pas forcément entre les dépenses d’investissement dans un équipement plus efficace énergétiquement d’un côté et les moindres dépenses de fonctionnement pour leur usage de l’autre, comme c’est le cas des dépenses en électricité d’un VE. D’autres critères de choix liés à la valeur d’usage sont à intégrer, comme les contraintes de recharge et d’autonomie qui suscitent encore des inquiétudes, comme le montrent des sondages de début 2025⁽⁸⁾.

Ceci explique que, malgré des aides bien calibrées, la part des ventes de VE progresse trop lentement pour être avec les autres secteurs sur la bonne trajectoire conduisant à la neutralité carbone en 2050 (moins de 20 % en 2025 pour les 30 % qui auraient été nécessaires pour suivre la trajectoire de la précédente SNBC définie en 2018). Mais peut-être que l’attrait supplémentaire des VE créé par la crise du Moyen-Orient effacera une partie de ces inquiétudes, ce qui conduira à une accélération des achats.

Enfin jouent également dans les dynamiques d’adoption de ces nouvelles techniques les problèmes de réputation posés par les difficultés d’apprentissage. Les contreperformances d’une partie des PAC installées depuis 15 ans, dues aux défauts d’installation du fait du manque de formation des installateurs, ont sans doute généré des réticences à s’équiper.

La contrainte budgétaire

Soutenir à grands frais l’adoption des pompes à chaleur ou l’achat de VE devient vite financièrement intenable, eu égard aux contraintes budgétaires actuelles. C’est ainsi que bien des aides telles que MaPrimRenov’ entre 2022 et 2025, le bonus écologique en 2025, le leasing social en 2024, ont subi des stop-and-go au cours des dernières années, en raison des limites fixées aux enveloppes budgétaires qui leur sont consacrées.

La solution mise en place par les pouvoirs publics a été de reporter le financement de ces aides sur les fournisseurs d’énergie via l’obligation de certificats d’économie d’énergie (CEE) qui va tripler sur la 6 éme période 2026-2029 pour couvrir ces nouveaux financements. Les CEE peuvent se voir comme une taxe supplémentaire (de nature privée) payée par les fournisseurs de carburants, de gaz et d’électricité avec charge à eux de la reporter sur leurs clients⁽⁹⁾. La charge reposant sur les consommateurs devrait passer de 5-6 milliards d’€ par an aujourd’hui à environ 15 Mds € d’ici 5 ans, faisant bondir la facture annuelle d’un ménage de 165 €/an⁽¹⁰⁾ à 400 €/an en moyenne, ce qui, on l’imagine aisément, finira par poser un problème d’acceptabilité sociale. Ce ne peut donc pas être une solution définitive.

Les limites des substitutions électricité/fossiles

Comme on vient de le voir, la question de l'électrification est complexe quand, notamment, elle concerne les particuliers. Voyons maintenant ce que peut donner la prospective de RTE dans les domaines du bâtiment et  de la mobilité en reprenant le duo PAC et VE, comme le fait la PPE3 pour électrifier la demande des ménages dans ces deux domaines.

Le secteur du bâtiment

Dans son BP 2025, RTE est plutôt circonspect sur l’apport du déploiement des PAC dans le rééquilibrage offre-demande d’ici 2030. « Le chauffage est aujourd’hui majoritairement d’origine fossile. Son électrification ne sera que progressive. Centrée sur les pompes à chaleur, elle ne conduit pas à des évolutions notables de la consommation d’électricité dans les deux scénarios d’ici 2030 ». Leur développement peut s’appuyer sur plusieurs dispositifs éprouvés : les aides MaPrimeRénov’ qui peuvent s’appliquer autant à une rénovation complète qu’au changement d’appareil de chauffage, le dispositif des certificats d’économies d’énergie et l’éco-prêt Logement social, autant de dispositifs qu’il faudra bien financer, avec les difficultés que l’on sait.

On pourrait aussi envisager - comme le propose l’Union française d’électricité (UFE) dans son Plan pour accélérer l’électrification⁽¹¹⁾ - de mettre en place un leasing social pour l’installation de PAC chez les propriétaires de condition modeste, ou encore de créer un fonds obligataire vert pour financer un plan de déploiement des PAC avec prêts bonifiés ou garanties d’emprunts pour les ménages, sans oublier que tout ceci est à la charge des finances publiques. 

Ceci dit, l’électrification du chauffage des bâtiments aura un impact peu visible sur l’augmentation du volume d’électricité consommé par ce secteur, car les effets d’augmentation d’efficacité énergétique liés aux rénovations ou aux performances des équipements tendent à dépasser les effets propres à l’électrification à base de PAC⁽¹²⁾. Pour donner un ordre de grandeur sur l’effet à en attendre, il faut savoir que le développement depuis 15 ans des PAC de divers types (air/eau, air/air, géothermique) a abouti à un parc totalisant dix millions de PAC qui consomme 17 TWh d'électricité (pour produire 54 TWh de chaleur renouvelable⁽¹³⁾). L’adjonction d’un million de PAC par an au parc actuel d’ici 2030, objectif du Plan Pompe à chaleur lancé en 2024, ajouterait une consommation de 8 TWh à cette date avec 5 millions de PAC en plus. De plus une PAC vient assez souvent en remplacement de radiateurs à effet Joule, souvent peu performants (dénommés familièrement « grille-pain»), ce qui, au final, fait baisser la consommation d’électricité du logement. Le même phénomène se constate avec le remplacement d’un ballon d’eau chaude équipé d’une résistance par un ballon thermodynamique.

En définitive, ce ne sont pas ces efforts, légitimes par ailleurs, qui peuvent contribuer de façon significative au rééquilibrage offre-demande.

L’électrification de la mobilité légère

Dans ce domaine, la PPE3 envoie bien le signal que l’avenir de la voiture est électrique et que l’Etat est prêt à aligner infrastructures, fiscalité et normes sur cet objectif. Elle considère (p.60) que « l’accélération de l’électrification de la mobilité se fera en accélérant l’adoption du véhicule électrique avec le renforcement des obligations de verdissement des flottes d’entreprise, en assurant le maintien à un niveau adapté des dispositifs de soutien à l’achat ou à la location longue durée d’un véhicule électrique, en particulier pour les ménages les plus modestes, sans oublier la mise en place du Schéma directeur de déploiement des infrastructures de recharge de véhicule électrique le long du réseau routier national».

Certains pensent que la défiance des consommateurs ne va pas durer pour diverses raisons. Les progrès technologiques des batteries devraient rendre l’usage d’un VE aussi aisé que celui d’un véhicule thermique. Les subventions à l’achat ou à la location (bonus écologique, leasing social) pourraient relancer les immatriculations et, si elles sont élargies aux véhicules de seconde main, lancer un marché de l’occasion, indispensable pour le déploiement de la mobilité électrique, vu le coût des VE neufs. De plus, la possible arrivée sur le marché de VE moins chers dans la gamme des petites citadines devrait être déterminante sur le décollage des ventes. 

RTE reste tout de même prudent concernant l’électrification de la mobilité légère. « Le développement du véhicule électrique est une réalité, mais avec encore un faible effet sur la consommation. Sa massification dépend de la crédibilité perçue des objectifs européens⁽¹⁴⁾ et du coût à l’achat de la voiture électrique ». 

- En partant d’un parc de 2 millions de VE en 2024 qui consomme 15 TWh par an environ, le scénario de décarbonation lente postule une faible accélération de la tendance actuelle avec 0,5-0,6 million de ventes par an entre 2025 et 2030 (en partant d’un rythme de 0,4 million en 2024). Avec un parc de 6 millions de VE en 2030, l’augmentation de la consommation entre 2025 et 2030 est de seulement 9 TWh par an. 

- Mais, dans le scénario de décarbonation rapide dans lequel le rythme de ventes annuelles triple en s’établissant à 1,2 million de VE (60% des ventes de véhicules individuels contre 20% actuellement), le surcroît de consommation, avec un parc arrivant tout de même à 8 millions de VE en 2030, ne serait que de 17 TWh par an. C’est peu par rapport au besoin de croissance des consommations électriques de ce secteur qui devrait être du double d’ici 2030 pour permettre que l’ objectif de croissance totale de 100 TWh par an entre 2025 et 2030 soit atteint.

Incertitudes sur les projets d’électrification et de réindustrialisation

Devant la complexité propre à ce domaine due à la diversité des cas, RTE ne s’aventure pas à chiffrer les effets d’une politique de substitution de l’électricité aux combustibles fossiles dans les deux scénarios du BP2025. De leur côté, les auteurs de la PPE3 ont préféré insister sur le développement des centres de données, des installations de production d’hydrogène à partir d’électricité bas carbone, et des projets de réindustrialisation, pour laisser entendre que, par ce biais, l’électrification dans l’industrie est bien amorcée.

Mais, si de nombreux projets de data centers, de production d’hydrogène bas carbone ou de nouveaux sites industriels existent, vu le grand nombre de demandes de raccordement de projets adressés à RTE, ils peinent à se concrétiser. Il s’ensuit que la prospective de RTE concernant ces trois domaines invite à être particulièrement prudent. 

Centres de données

La consommation effective du numérique demeure difficile à anticiper. D’ici 2030, 15 GW ont déjà été réservés auprès de RTE et 5,8 GW bénéficient déjà des engagements de raccordement, mais un nouveau data center n’a pas besoin immédiatement de sa capacité électrique maximale. Les data centers déjà raccordés n’utilisent que 20% de leur puissance contractuelle de raccordement. De plus, dans le cadre de l’emballement pour l’IA et les Data Centers, de nombreux projets sont spéculatifs. Des promoteurs réservent des capacités électriques sur des parcelles qui sont ensuite monnayées auprès de porteurs de projets concrets.

Si vingt-six sites représentant 96,8 GW ont été ainsi annoncés, un spécialiste du secteur considère « que neuf projets sur dix sont des projets spéculatifs qui n’aboutiront pas »⁽¹⁵⁾. Pour l’heure, seuls trois projets de data centers ont été contractualisés avec EDF. Face à ces incertitudes, RTE est particulièrement prudent quant à l’impact des centres des données sur la consommation d’électricité dans les dix prochaines années.

- Dans le scénario de décarbonation lente, RTE ne considère une concrétisation que de 30% des projets, soit un engagement sur 2,4 GW qui, avec un facteur de charge de 20%, conduit à une consommation annuelle supplémentaire de 6 TWh en 2030. 

- Dans le scénario de décarbonation rapide, RTE table sur 60 % de concrétisation des projets, soit 4,3 GW, ce qui donne, avec un même facteur de charge de 20%, une hausse des consommations annuelles de seulement 10 TWh d’ici 2030.

Hydrogène bas carbone

La très faible compétitivité de l’hydrogène bas-carbone par rapport aux alternatives fossiles conduit à retenir une approche plus que prudente. Les aides à l’investissement importantes de Bruxelles et de la France ne sont pas suffisantes pour atteindre le niveau de compétitivité nécessaire, comme l’atteste l’abandon de très nombreux projets en France, comme un peu partout en Europe. Le développement de la production d’hydrogène « propre » devrait se concentrer sur des débouchés dans la chimie et la production d’ammoniac pour la fabrication d’engrais.

Les développements à attendre de façon réaliste se feront dans les grandes zones d’activités industrielles où co-existent différentes entreprises utilisatrices d’hydrogène-matière entre lesquelles des conduites seront installées. Ces productions centralisées d’hydrogène dans ces « pôles de consommation massifs » pourront éventuellement permettre le développement à proximité de quelques « écosystèmes territoriaux » incluant la fourniture à des usages de mobilité intensifs.

- Dans le scénario de décarbonation lente, la concrétisation de 15% de projets d’ici 2030, avec un total de 1 GW, conduit à une consommation de 5 TWh (avec un facteur de charge de 60 %) à cette date.

- Dans le scénario de décarbonation rapide, 2,9 GW sont installés d’ici 2030, soit 40 % de concrétisation ce qui conduit à une consommation de 15 TWh à cette date (avec le même facteur de charge de 60 %)⁽¹⁶⁾ .

Projets de réindustrialisation

Le succès de la réindustrialisation basée sur l’installation de gigafactories dépend de l’attractivité du territoire national, la fiscalité, les prix des énergies et la stabilité normative. Ces paramètres pourraient peser davantage sur la trajectoire de la demande électrique de l’industrie que l’électrification de l’industrie en place dont on a vu les difficultés. Dans le scénario de décarbonation rapide de RTE, la concrétisation de 30% des projets, qui implique le raccordement de 3,4 GW, se traduit en 2030 par une consommation de 13 TWh (avec un facteur de charge de 40%). 

Quoi qu’il en soit, la concrétisation réussie des projets d’électrification et de réindustrialisation n’apporterait que 38 TWh de consommation supplémentaire en 2030 dans le meilleur des cas, ce qui est loin des miracles que les médias bien informés nous annoncent grâce à ces projets⁽¹⁷⁾, comme le font Les Echos dans un article du 26 février intitulé « RTE prévoit un rebond de la demande d’électricité ».

Si, de façon générale, il est légitime de s’appuyer sur l’objectif de neutralité carbone pour justifier la relance des politiques d’électrification, c’en est une autre de « manipuler » les non-spécialistes pour laisser accroire que grâce aux data centers et aux gigafactories, on pourrait corriger facilement le déséquilibre offre/demande et justifier la poursuite d’un développement rapide des ENRi.

Il y a peu à attendre d’une décarbonation des grosses industries émettrices (sidérurgie, chimie, ciment notamment) à base de procédés électriques et d’hydrogène bas carbone produite par électrolyse, sauf à y consacrer des subventions très importantes et à s’exposer au risque d’échec après décisions de délocalisation des fabrications. À voir les longues hésitations d’ArcelorMittal avant d’engager en février 2026 son projet de décarbonation partielle sur son site de Dunkerque et ses tentations de délocaliser sa production en France, on ne peut que craindre ce risque. Ceci dit, on évoque une consommation supplémentaire possible de 4 à 13 TWh d’ici 2030 du côté de ses industries.

Au total, l’accélération de l’électrification des usages apporterait dans le meilleur des cas un surcroît de consommation de 55 TWh en 2030, comme on le voit à la lumière du scénario de décarbonation rapide (voir tableau suivant). On est loin d’un vrai rééquilibrage par rapport aux capacités futures, qui nécessiterait 100 TWh supplémentaires d’ici 2030 et 150 TWh d’ici 2035.

Total des hausses de consommations entre 2025 et 2030 dues à l’électrification

Avec l’électrification des usages mise en avant par le gouvernement, la PPE3 nous apparaît incantatoire. Les hypothèses ne semblent avoir été avancées que dans le but d’obtenir un consensus temporaire entre les différents acteurs.

Il est vrai que la PPE3 (p.60) souligne, dans un langage un peu spécial, la nécessité d’un suivi pour repérer les possibles retards dans la croissance de la demande par apport à la croissance « envisagée des productions ENRi dans la PPE3 : « Pour disposer de la trajectoire cible de consommation, on doit assurer le suivi des dynamiques de décarbonation (par électrification) effectives des différents secteurs ».

Une clause de revoyure en 2027 est prévue pour décider d’ajustement des objectifs au cas où le futur plan d’électrification ne tient pas ses promesses. Une mission sur l'électrification dans l’industrie a déjà été confiée en décembre dernier au député Raphaël Schellenberger sur ce sujet qui devrait apporter de nouveaux éclairages.