En janvier 2026, le marché européen de l’électricité évolue toujours sur une ligne étroite.
En apparence, le système tient. Les prix à terme français ont connu une évolution notable en ce début d’année, avec la disparition progressive du « contango » observé fin 2025. Les contrats de livraison 2027, 2028 et 2029 convergent désormais autour de 50€/MWh. Cette convergence a relancé les stratégies de couverture sur le moyen et long terme.
Pour autant, en profondeur, les équilibres demeurent fragiles, avec peu de marges de manœuvre face aux aléas climatiques, industriels ou géopolitiques.
Nucléaire français : un pilier de plus en plus exposé
Longtemps perçu comme le socle stable, pilotable et souverain du système électrique français, le nucléaire reste aujourd’hui incontournable. Mais il serait illusoire de le considérer comme un bloc immuable. Derrière sa puissance installée, le parc nucléaire français entre dans une phase de fragilisation structurelle qui impose lucidité et pragmatisme.
Un parc vieillissant, confronté aux lois de la physique
Avec un âge moyen d’environ 40 ans, le parc nucléaire français franchit un seuil critique. La question n’est plus idéologique, elle est physique et industrielle. L’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) l’a rappelé sans détour : un réacteur n’est pas immortel.
Certains réacteurs vieillissent de manière différenciée selon les générations et les sites. Les réacteurs de 1,3 GW, notamment, présentent des sensibilités accrues. Ainsi la sûreté devient une équation fine, réacteur par réacteur, matériau par matériau.
Autrement dit, prolonger le parc n’est plus un automatisme. C’est un choix qui exige anticipation, investissements massifs et planification de long terme.
La corrosion sous contrainte, de l’exception à la norme
Autre signal faible devenu signal fort : la corrosion sous contrainte. Depuis 2021, plus de 80 fissures ont été détectées sur le parc. Si les défauts sont identifiés, réparés et surveillés, leur origine profonde reste partiellement expliquée.
Ce phénomène n’est plus un simple aléa industriel. Il s’installe comme une donnée structurelle de l’exploitation nucléaire française, avec un impact direct sur la disponibilité des réacteurs. Chaque arrêt imprévu désorganise l’équilibre du système électrique, en particulier en période hivernale.
Dès lors, chaque hiver ressemble de plus en plus à un exercice d’ingénierie en temps réel, où la moindre dérive peut se traduire par une tension accrue sur les prix et les importations.
Prolonger oui, improviser non
Face à ces contraintes, la tentation du stop-and-go peut sembler séduisante : moduler la production nucléaire, mettre certains réacteurs à l’arrêt lors des creux de demande, puis les relancer. En réalité, c’est une fausse bonne idée.
Le nucléaire s’inscrit dans le temps long. L’improvisation est son ennemie naturelle. Une modulation excessive accélère l’usure des équipements et complique les exigences de sûreté. Préserver cet outil stratégique suppose constance, visibilité et une trajectoire industrielle claire.
Attendre le dernier moment pour décider, c’est prendre le risque de rendre l’effort d’investissement insurmontable, tant sur le plan financier qu’humain.
Un pilier toujours central, mais plus exposé au marché
Enfin, le cadre économique évolue. Avec la fin progressive des mécanismes de protection historiques, la production nucléaire devient plus exposée aux cycles de prix du marché de l’électricité. Elle n’est plus un simple amortisseur automatique des chocs, mais un acteur à part entière d’un système désormais plus volatil.
Réseaux électriques : la nouvelle ligne de fracture européenne
La transition énergétique européenne avance vite sur le papier. Solaire, éolien, batteries : les capacités installées battent record sur record. Pourtant, dans les coulisses du système électrique, une autre réalité s’impose. Plus silencieuse, plus technique, mais décisive : celle des réseaux électriques, devenus le principal facteur limitant de la décarbonation.
Et c’est précisément là que se dessine une ligne de fracture européenne.
Interconnexions : force collective ou canal de fragilité ?
L’Europe a fait le choix historique de l’interconnexion. Mutualiser les moyens de production, lisser les aléas climatiques, optimiser les coûts : sur le principe, la logique est imparable. En pratique, elle révèle aujourd’hui ses limites.
Les incidents récents en Ukraine ou en Moldavie, combinés aux retards de redémarrage de certains moyens de production en Europe de l’Ouest, l’ont rappelé avec brutalité : un réseau interconnecté est certes plus solidaire, mais aussi plus exposé aux risques. Une tension locale peut rapidement devenir régionale, voire continentale.
Autrement dit, plus de câbles ne signifie pas automatiquement plus de résilience.
Deux visions européennes qui s’opposent
Derrière l’apparente unanimité politique, les divergences sont profondes. D’un côté, Bruxelles et Berlin plaident pour une planification centralisée des réseaux à l’échelle européenne. L’objectif est clair : optimiser les investissements, réduire les risques de blackout et générer jusqu’à plusieurs milliards d’euros d’économies par an à horizon 2040.
De l’autre, Paris défend une approche ancrée dans les réalités des mix nationaux. La France redoute notamment les effets pervers d’interconnexions mal calibrées, capables d’amplifier certains déséquilibres plutôt que de les corriger.
La crainte française de la “cloche solaire”
L’un des points de friction majeurs concerne le solaire. Dans un système très interconnecté, les excédents photovoltaïques massifs de certains pays peuvent créer des pics de production difficiles à absorber, suivis de creux tout aussi brutaux. C’est ce que certains appellent la “cloche solaire”.
En clair, multiplier les interconnexions sans repenser la gestion des flux, le stockage et la formation des prix revient à déplacer les problèmes plutôt qu’à les résoudre.
Le mur des réseaux : l’angle mort de la transition
Pendant que les capacités renouvelables augmentent, les réseaux, eux, avancent à pas comptés. Retards de raccordement, saturation locale, procédures lourdes : l’infrastructure ne suit pas.
Résultat : des centaines de gigawatts de projets bas carbone restent bloqués, faute de capacités de transport suffisantes. Une situation qui freine l’électrification des usages et maintient artificiellement la dépendance au gaz, encore utilisé comme variable d’ajustement lorsque le système se tend.
La transition progresse, mais le système reste contraint par sa colonne vertébrale.
Renouvelables : accélération spectaculaire, mais transition sous contraintes
Des records de capacités… et une abondance trompeuse
Partout en Europe, les énergies renouvelables battent des records. Certains pays, comme l’Espagne, ont franchi un cap symbolique, avec une part majoritaire d’électricité verte dans leur mix. À première vue, le signal est positif : la transition est lancée, les coûts baissent, les technologies sont matures.
Pourtant, cette abondance est souvent théorique. Une part croissante des capacités installées reste sous-exploitée, faute de réseaux disponibles ou de flexibilité suffisante. Des centaines de gigawatts de projets attendent un raccordement.
Réseaux saturés, procédures lentes : la transition freinée
Dans de nombreux pays, le principal goulot d’étranglement n’est plus la production, mais l’infrastructure. Réseaux saturés, délais de raccordement interminables, procédures administratives lourdes : la transition se heurte à un mur physique et réglementaire.
La France n’échappe pas à cette logique. Les capacités renouvelables progressent, mais le rythme reste insuffisant au regard des objectifs affichés. Au 3ème trimestre 2025, le parc photovoltaïque atteignait une puissance de 29,7 GW.
Côté éolien, la dynamique est plus contrastée. Le parc atteignait une puissance de 25,9 GW à la fin du troisième trimestre 2025, dont 23,9 GW terrestre et 2,0 GW d’éolien en mer, avec un peu plus de 1 GW nouvellement raccordé en 2025. Les projets ne manquent pas, 17 GW étaient encore en instruction.1
Résultat : Bruxelles presse, les investisseurs hésitent, et certains projets s’enlisent. Dans un contexte où les besoins d’électrification s’accélèrent, la visibilité réglementaire devient aussi essentielle que le capital pour transformer ces capacités en production réellement disponible sur le réseau.
Stockage : les batteries deviennent un pilier du système électrique
Longtemps cantonné au rôle de solution d’appoint, le stockage d’électricité change de statut. À mesure que les énergies renouvelables montent en puissance, les batteries s’imposent comme une brique centrale du système électrique européen. Non plus un bonus technologique, mais un outil de stabilité, de sécurité et de performance économique.
Une accélération nette, enfin visible dans les chiffres
Le mouvement est enclenché. En 2025, l’Europe a franchi un cap avec 27,1 GWh de capacités de batteries installées, un record historique, porté majoritairement par des projets à grande échelle.
Mais ce décollage, aussi spectaculaire soit-il, reste insuffisant. Pour absorber l’essor du solaire et de l’éolien, il faudra multiplier les capacités de stockage par dix d’ici 2030.
Pourquoi les batteries deviennent indispensables
Les batteries remplissent plusieurs fonctions clés :
- Lisser la production renouvelable, en stockant l’électricité excédentaire aux heures creuses pour la restituer lors des pics de demande ;
- Soulager les réseaux, en réduisant les congestions locales et les besoins d’investissements immédiats ;
- Limiter le recours au gaz, encore trop souvent utilisé comme variable d’ajustement lorsque le système se tend.
Un pilier encore sous-dimensionné
Malgré cette dynamique, le stockage reste aujourd’hui le maillon faible du système électrique européen. Les besoins explosent plus vite que les capacités installées. La montée en charge des data centers, de l’électrification des usages et de l’IA ne fera qu’accentuer cette pression.
Dans ce contexte, les batteries ne remplacent ni les réseaux, ni les moyens pilotables.
Transition énergétique : ambitions vs tensions politiques
En ce début d’année 2026, la transition énergétique européenne avance sur une ligne de crête. D’un côté, les objectifs climatiques restent élevés, structurants, juridiquement ancrés. De l’autre, les tensions politiques, industrielles et budgétaires s’accumulent.
Des ambitions climatiques intactes, mais de plus en plus encadrées
L’Union européenne maintient le cap de la neutralité carbone à horizon 2050 et continue de projeter une réduction massive des émissions dès 2040. En 2024, près de 69 milliards d’euros ont été consacrés à l’énergie et à la décarbonation, en hausse d’environ 7% sur un an. Les priorités sont claires : réseaux, production électrique bas carbone, infrastructures.
Cependant, derrière ces montants, un glissement s’opère. La transition ne se pense plus uniquement en termes d’objectifs environnementaux, mais de plus en plus en termes de compétitivité, de sécurité énergétique et de soutenabilité économique. Le climat reste une boussole, mais ce n’est plus la seule.
Confiance des investisseurs : un actif devenu critique
Dans ce contexte, la confiance est devenue un actif aussi stratégique que le capital. Certaines décisions publiques, perçues comme rétroactives ou instables, fragilisent les modèles économiques bâtis sur le long terme. Dans l’énergie, où les investissements se raisonnent sur 20 à 30 ans, la moindre incertitude pèse lourd.
Cette défiance n’annule pas la transition, mais elle en modifie la trajectoire. Les projets les plus robustes survivent, les autres attendent, se redimensionnent ou disparaissent.
Souveraineté énergétique et climat : un même combat
En toile de fond, la géopolitique continue de s’inviter dans le débat énergétique. Dépendance au GNL, sécurisation des approvisionnements, vulnérabilité des infrastructures : la transition verte est désormais indissociable de la notion de souveraineté énergétique.
L’exemple de la mer du Nord, appelée à devenir le cœur électrique de l’Europe avec des objectifs allant jusqu’à 300 GW d’éolien offshore d’ici 2050, est emblématique. Mutualisation des réseaux, projets transfrontaliers, planification industrielle : l’électricité verte devient un enjeu géopolitique autant que climatique.
En conclusion
Le début d’année confirme une réalité désormais incontournable : le marché électrique européen entre dans une phase de transition sous contrainte. La décarbonation avance, portée par les énergies renouvelables, mais elle se heurte à des limites bien concrètes et des arbitrages politiques de plus en plus serrés.
C’est précisément là que se joue l’avenir du système électrique : non dans l’opposition entre transition et sécurité, mais dans leur réconciliation pragmatique. Une électricité verte, française et pilotée avec lucidité restera le socle d’une transition énergétique crédible, durable et compatible avec les réalités économiques de 2026 et au-delà.
