Le décret n° 2026-76 du 12 février 2026 a été publié au Journal officiel. Après des mois de blocages parlementaires — une motion de censure portée par le Rassemblement national et La France insoumise avaient retardé son adoption —, la troisième Programmation Pluriannuelle de l'Énergie (PPE3) entre en vigueur. Elle fixe la feuille de route énergétique de la France pour la période 2026-2035 et trace une trajectoire vers la neutralité carbone en 2050.
Ce qu'elle dit, ce que RTE a documenté en amont, et ce que le débat politique a parfois obscurci méritent d'être remis à plat.
Ce que dit la PPE3#
La PPE3 repose sur trois piliers affichés : souveraineté énergétique, neutralité carbone et compétitivité tarifaire. Sur le plan du mix électrique, elle fixe des objectifs chiffrés.
Pour le nucléaire : construction de six réacteurs EPR2, avec une mise en service prévue à partir de 2038 et une option pour huit EPR2 supplémentaires. Extension et consolidation des 57 réacteurs existants dans la mesure où les autorisations de l'ASN le permettent. Le virage est net par rapport à la PPE2, qui envisageait encore la fermeture de quatorze réacteurs.
Pour les énergies renouvelables : une progression vers 48 GW de photovoltaïque en 2030 et entre 55 et 80 GW en 2035, contre moins de 30 GW installés en 2025. L'éolien offshore doit également monter en puissance. La part des ENR dans la production électrique décarbonée devrait passer de 30 % en 2023 à plus de 40 % en 2035.
L'objectif global : porter la production d'électricité décarbonée entre 650 et 693 TWh en 2035, contre 458 TWh en 2023. L'électrification de l'industrie, du bâtiment et de la mobilité nécessite cette montée en charge.
La fracture politique : ce qui a bloqué#
Le retard à l'adoption de la PPE3 n'est pas anecdotique. La motion de censure conjointe RN-LFI a cristallisé deux critiques opposées qui, paradoxalement, ont produit le même effet politique : le blocage.
Le RN reprochait à la PPE3 un calendrier de déploiement des ENR jugé trop ambitieux, présentant le photovoltaïque et l'éolien comme une menace pour la souveraineté industrielle et comme une déstabilisation du réseau. LFI, à l'inverse, reprochait à la PPE3 de favoriser le nucléaire au détriment des renouvelables et d'engager des dépenses publiques colossales sur des réacteurs EPR dont EDF a démontré la complexité de construction (Flamanville, Hinkley Point C).
Le résultat : des semaines de débat parlementaire où la question technique du réseau a été largement absente, remplacée par des postures idéologiques symétriques. Ce n'est pas sans conséquences : la PPE3 a finalement été adoptée par décret gouvernemental, sans vote favorable explicite du Parlement.
Ce que dit RTE sur la physique du réseau#
RTE (Réseau de Transport d'Électricité) a publié plusieurs analyses en amont de la PPE3, notamment dans le cadre de son étude "Futurs Énergétiques 2050". Les conclusions sont plus nuancées que ce que le débat politique a retenu.
Sur l'intermittence : RTE confirme que l'intégration massive de production variable (solaire, éolien) crée des contraintes nouvelles sur le réseau. Mais ces contraintes sont gérables — à condition d'investir dans des capacités de flexibilité. Ce n'est pas une limite physique absolue. C'est une équation économique.
La PPE3 l'intègre : "À l'horizon 2030 et 2035, les batteries et les stations de transfert d'énergie par pompage combinées aux mesures de flexibilité de la consommation pourraient couvrir les trois quarts des besoins de flexibilité journaliers." Ce chiffre est issu des propres simulations de RTE.
Sur les interconnexions : La France dispose d'un réseau d'interconnexion avec ses voisins européens qui constitue un tampon naturel. Quand la production solaire française excède la demande, l'électricité peut être exportée (Espagne, Italie, Allemagne). Quand le nucléaire est en maintenance groupée, des imports sont possibles. Ce levier est structurellement sous-utilisé dans le débat public.
Sur la coexistence nucléaire-ENR : Ce n'est pas techniquement impossible. Ce qui l'est davantage, c'est de gérer un parc nucléaire conçu pour fonctionner en base — c'est-à-dire à puissance constante — dans un système où les renouvelables apportent une production variable. Les réacteurs EPR2 sont conçus avec une meilleure capacité de modulation que les générations précédentes. Mais l'adaptation du pilotage du réseau reste un chantier technique majeur.
Ce que les experts disent que le débat politique ne dit pas#
Plusieurs ingénieurs et experts en systèmes électriques ont pointé un angle mort dans le débat franco-français : la question n'est pas "nucléaire ou ENR" mais "quel mix, avec quels investissements réseau, et dans quel délai ?"
Les EPR2 ne seront pas disponibles avant 2038 au plus tôt — et l'histoire récente (Flamanville livré avec douze ans de retard et un surcoût de plus de dix milliards d'euros) invite à la prudence sur les délais annoncés. Dans l'intervalle, la décarbonation de la consommation croissante (électrification) doit être assurée par des sources déjà disponibles — c'est-à-dire essentiellement les ENR et les réacteurs existants prolongés.
La PPE3 assume cette tension. Elle ne choisit pas entre nucléaire et renouvelables : elle programme les deux. La question ouverte est celle de la séquence temporelle et de l'investissement dans les infrastructures réseau. RTE estime que des centaines de milliards d'euros seront nécessaires d'ici 2050 pour moderniser et étendre le réseau de transport et de distribution.
Ce chiffre n'a quasiment pas été évoqué dans le débat parlementaire. Il est pourtant central.
Ce qui reste incertain#
Trois variables majeures restent hors de contrôle de la PPE3.
D'abord, les délais de construction des EPR2. EDF a tiré des leçons de Flamanville et s'appuie sur la sérialisation (six réacteurs du même modèle, construits en parallèle) pour espérer réduire les coûts et les délais. Les experts sont partagés sur la réalité de ce gain.
Ensuite, l'évolution de la demande électrique. La PPE3 anticipe une électrification massive de l'industrie, du bâtiment et des transports. Si cette électrification s'accélère plus vite que prévu (déploiement des véhicules électriques, chaleur décarbonée), le besoin de production supplémentaire sera plus urgent — et les ENR, déployables en deux à cinq ans, auront un rôle encore plus critique que prévu.
Enfin, le financement. EDF est endetté. Les collectivités locales financent déjà à la marge. L'État, sous pression budgétaire, ne peut pas porter seul l'investissement. Le cadre réglementaire européen sur les marchés de l'électricité — actuellement en révision — jouera un rôle déterminant pour attirer les capitaux privés vers les projets de stockage et de production décarbonée.
La PPE3 est un document stratégique, pas une garantie. Ce qui compte, c'est ce qu'on met derrière.
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