La France continue d’investir massivement dans le tout-électrique au moment même où la consommation recule et où les prix négatifs se multiplient. Derrière la promesse d’une énergie renouvelable abondante, le réseau raconte une autre histoire : celle d’un système de plus en plus coûteux à équilibrer, qui produit parfois trop, pas toujours au bon moment, et qui doit encore s’appuyer sur le gaz dès que la réalité reprend ses droits.
Les prix négatifs de l’électricité sont le symptôme le plus visible d’un déséquilibre : les capacités renouvelables se multiplient plus vite que la demande ne progresse, au point de créer des excédents de production.
Lors des pics d’ensoleillement ou lorsque des baisses de la consommation, les prix peuvent basculer sous zéro pendant plusieurs heures. Début mai, le prix de l’électricité en période de pointe a même plongé à près de -150 euros en moyenne sur une journée. Jours fériés, faible demande, production solaire abondante… tous les ingrédients étaient réunis pour provoquer un excès de courant et une chute brutale des prix.
RMC rappelait récemment l’ampleur du phénomène :
« En 2020, la France comptait 102 heures de prix négatifs, soit 1,2 % du temps. Un chiffre record à l’époque, largement attribué à la chute de la demande pendant les confinements.
En 2023, l’Hexagone a enregistré 147 heures de prix négatifs (1,7 % du temps) et près de 235 heures en 2024 (5,4 % du temps), selon un rapport de la Commission de régulation de l’énergie. Et le chiffre a encore grimpé en 2025 avec 436 heures, soit plus de 8 % du temps. »
Quand l’électricité vaut moins que rien, quelqu’un paie tout de même la facture. En période d’excès de courant et de demande insuffisante, les producteurs subissent des pertes. Puis, l’État intervient via des mécanismes de compensation, notamment pour les parcs renouvelables privés de revenus.
L’essor massif des capacités solaires et éoliennes, combiné aux coûts liés à l’intermittence de leur production, crée ainsi un double effet pervers : du gâchis d’électricité d’un côté, une hausse des coûts supportés par les consommateurs de l’autre.
Plus le réseau accueille de capacités intermittentes, plus il devient complexe à piloter. Les risques augmentent : coupures, pannes d’équipements, contraintes sur les réacteurs, besoins de renforcement du réseau, explosion des subventions aux énergies renouvelables.
Électricité : des dizaines de milliards malgré une demande en baisse
RTE, chargé du transport de l’électricité, prévoit environ 8 milliards d’euros d’investissements annuels à la fin de la décennie, soit près de trois fois le niveau actuel.
Enedis, qui assure le raccordement des énergies renouvelables et l’acheminement de l’électricité vers les logements et les entreprises, annonce de son côté 33 milliards d’euros d’investissements d’ici à 2030, dans le cadre d’un plan global de 100 milliards d’euros.
La Fière, association d’entreprises du secteur électrique, évoque même un total de 200 milliards d’euros à engager avant 2040.
À ces dépenses s’ajoutent les engagements d’entreprises poussées vers le tout-électrique sous la pression des pouvoirs publics. C’est notamment le cas des bornes de recharge, déployées sur les parkings d’immeubles, de supermarchés ou de zones commerciales.
Comme le rapporte Décideurs :
« Sur la recharge, les acteurs s’engagent à déployer 400 000 bornes en copropriété d’ici à 2030 (un million à horizon 2035) et 60 000 nouveaux points de charge rapides, représentant 3,5 milliards d’euros d’investissements supplémentaires. Plusieurs entreprises ont été citées nommément : Electra (300 millions d’euros d’ici à 2030), Engie (300 millions également), E. Leclerc (plus de 200 millions pour 10 000 points de charge en 2035), ou encore Lidl France et le groupe Sorégies. »
Après la débâcle des quotas imposés aux voitures électriques, le gouvernement continue pourtant de pousser à la hausse la part de l’électricité dans la consommation finale.
Le paradoxe est que cette stratégie intervient alors que la consommation électrique française baisse depuis plusieurs années. Fermetures d’usines, sobriété forcée, économies d’énergie des ménages : la demande s’est contractée. Elle avoisinait 480 TWh en 2019 ; elle atteint environ 450 TWh en 2025, selon Enedis.
Autrement dit, l’État pousse à toujours plus de raccordements des énergies renouvelables alors même que la demande recule depuis dix ans. Les pouvoirs publics parient sur une envolée future de la consommation, portée par les voitures à batteries, les pompes à chaleur et les conversions forcées vers le tout-électrique.
Mais si cette demande ne se matérialise pas, les dizaines de milliards investis dans les raccordements, les réseaux et les infrastructures risquent de produire le même résultat que dans l’automobile électrique : des capacités surdimensionnées, coûteuses et insuffisamment utilisées.
Exportations de courant : nucléaire, barrages et gaz
La conversion des réseaux européens vers les énergies renouvelables crée aussi une demande accrue pour les sources pilotables : nucléaire, hydraulique et gaz.
Lorsque la consommation grimpe ou que certaines centrales nucléaires sont arrêtées, le réseau doit compenser. Le gaz naturel revient alors dans le jeu. Sur les deux semaines précédant le 3 juillet, la production d’électricité à partir de gaz a atteint 6 % du total.
Dans le même temps, les exportations françaises d’électricité grimpent depuis trois ans. Elles atteignent 51 TWh sur les six premiers mois de 2026, après 92,3 TWh sur l’ensemble de l’année 2025. Sur un seul semestre, la France a donc exporté l’équivalent de toute l’année 2023, où les exportations s’étaient élevées à 50,3 TWh.
Les voisins de la France dépendent de plus en plus de ces importations pour stabiliser leurs propres réseaux. La montée des énergies renouvelables leur a fait perdre une partie du contrôle sur les volumes de production. Il leur faut donc compenser avec du nucléaire, de l’hydraulique ou du gaz — souvent en s’appuyant sur les capacités françaises.
Révolution énergétique notait ainsi :
« La France atteint un solde exportateur de 10 GW, soit presque un cinquième de la consommation du jour. Plus de 10 GW quittent donc le territoire, RTE empochant un joli pactole à regarder de plus près les prix du marché (plus de 200 €/MWh pour nos voisins de l’Est).
Les principaux flux sont dirigés vers le Royaume-Uni (3 GW) et l’axe Allemagne-Belgique (3,5 GW). S’y ajoutent 4 GW vers l’Italie et 2 GW vers la Suisse. Seule l’Espagne exporte vers la France très légèrement (moins de 0,2 GW). Autrement dit, le gaz consommé en France ne sert pas à répondre à la climatisation des ménages français. Au Royaume-Uni par exemple, les capacités pilotables sont plus limitées et les interconnexions avec la France jouent un rôle d’équilibrage. »
Une partie de l’électricité produite au gaz en France sert donc aussi à l’exportation.
C’est toute la limite pratique du modèle renouvelable qui apparaît ici. Le solaire et l’éolien dépendent de la météo, des heures d’ensoleillement et de la force du vent. Plus leur part augmente, plus le système perd en prévisibilité, et plus il faut ajouter des capacités de secours pour compenser leur intermittence.
Le retour du gaz, malgré l’explosion des capacités solaires et éoliennes, illustre ce décalage entre les promesses et la réalité physique du réseau.
Je vous avais déjà présenté, à propos des performances de TotalEnergies, les investissements du groupe dans les centrales à gaz. Malgré les discours des think tanks sur la victoire annoncée des énergies renouvelables, la multinationale continue d’investir dans le pétrole, le gaz et la production d’électricité pilotable.
Le recours accru au gaz naturel lors des pics de chaleur montre donc les limites concrètes des énergies renouvelables lorsqu’il s’agit de remplacer le pétrole, le gaz ou le nucléaire. Dans les communiqués, la transition paraît linéaire. Sur le réseau, elle reste dépendante des centrales capables de produire quand on en a réellement besoin.
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