PPE 3 publiée : ce que les entreprises doivent anticiper pour leurs contrats d’énergie
Bruno Mortgat
La PPE 3 fixe la trajectoire énergétique française jusqu’en 2035. Le débat public s’est concentré sur le nucléaire et les renouvelables. Pour une entreprise, les effets se situent à un niveau plus opérationnel : la construction des contrats, la structure horaire des consommations, la puissance appelée et la cohérence des projets techniques. Les paramètres qui influencent votre facture n’évoluent que progressivement, mais les décisions prises en 2026 structurent déjà votre exposition pour les années suivantes.
La PPE 3 : une trajectoire structurée autour du nucléaire et d’un mix renouvelable maîtrisé
La troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3), publiée le 13 février par décret, prévoit une réduction de la consommation finale d’énergie : 1 510 TWh en 2023, 1 243 TWh en 2030, puis environ 1100 TWh en 2035. Dans le même temps, la production d’électricité décarbonée doit progresser fortement : 585 TWh en 2030, puis entre 650 et 693 TWh en 2035.
Cette évolution s’appuie sur plusieurs alternatives aux énergies fossiles : électrification de certains usages, développement du biométhane, progression des réseaux de chaleur, amélioration de l’efficacité énergétique.
Un rôle central confirmé pour le nucléaire
La PPE acte clairement la relance du nucléaire comme pilier du système électrique français. Le parc existant doit être optimisé pour atteindre un productible annuel compris entre 380 et 420 TWh à horizon 2030. En parallèle, six réacteurs EPR2 sont programmés, avec un modèle de financement reposant sur un soutien étatique et un contrat pour différence plafonné. Première mise en service attendue pour 2038. Cette orientation vise trois objectifs :
- sécuriser la production pilotable
- stabiliser le système face à la variabilité des renouvelables
- renforcer la souveraineté énergétique
Des renouvelables en progression, mais à un rythme ajusté
La trajectoire de développement des énergies renouvelables est maintenue, avec des objectifs structurés par filière.
| Filière | Situation récente (ordre de grandeur 2023–2024) | Objectif 2030 | Objectif 2035 |
| Nucléaire (productible annuel) | ~320 TWh | 380–420 TWh | Maintien optimisé + nouveaux EPR2 |
| Photovoltaïque | ~30 GW installés | 48 GW | 55 à 80 GW |
| Éolien terrestre | ~24 GW | 31 GW | 35 à 40 GW |
| Éolien en mer | ~1,5 GW | – | 15 GW |
| Hydroélectricité | ~25 GW | ~26 GW | ~28 GW (dont STEP) |
| Biométhane injecté | ~12 TWh | 44 TWh | 47 à 82 TWh |
| Hydrogène (électrolyse) | en développement | 4,5 GW | 8 GW |
Le rythme de croissance du solaire et de l’éolien terrestre est légèrement revu par rapport aux versions précédentes, en cohérence avec les dernières projections de consommation électrique. L’approche retenue vise un compromis entre sécurité d’approvisionnement, soutenabilité budgétaire et développement industriel.
Une priorité donnée à l’électrification… mais pas exclusivement
La PPE met fortement l’accent sur l’électrification des usages, considérée comme un moyen de les décarboner. Industrie, mobilité et bâtiment sont concernés. Dans le même temps, le texte prévoit le développement du biométhane, des réseaux de chaleur et des solutions hybrides. Dans ce contexte, les arbitrages doivent intégrer l’évolution des coûts et des infrastructures.
Pourquoi ce contexte national vous concerne directement
Les orientations fixées par la PPE 3 structurent le système énergétique dans lequel s’inscrivent vos contrats. La priorité donnée au nucléaire, la progression du solaire, le développement du biométhane ou l’électrification de certains usages influencent la formation des prix, la volatilité horaire et les stratégies des fournisseurs.
Ces évolutions impactent également la planification des réseaux et le dimensionnement des puissances. Pour les entreprises, cela se traduit par des décisions contractuelles et techniques à analyser avec davantage de cohérence entre profil de consommation, puissance souscrite et stratégie d’achat.
Un nouveau cadre contractuel depuis la fin de l’ARENH
L’ARENH a pris fin le 31 décembre 2025. 2026 est la première année sans ce mécanisme. Or beaucoup d’entreprises ont sécurisé leur budget ces dernières années sans formaliser une véritable stratégie de couverture. Le contexte actuel oblige à structurer davantage la décision. Les offres proposées par les fournisseurs présentent des différences plus marquées selon :
- le niveau d’indexation
- la répartition base / pointe
- la durée d’engagement
- les clauses de révision
Plus que le choc immédiat des prix, la question porte sur la manière dont le risque est réparti entre vous et votre fournisseur.
Ce que nous observons sur le terrain
Certaines entreprises renégocient encore en comparant uniquement le prix du MWh affiché, sans analyser l’impact de leur profil réel ni la structure complète du contrat. Cette approche expose à des écarts significatifs sur la durée.
À engager dès maintenant
Si vous consultez ou renégociez en 2026 :
- consolidez votre courbe de charge réelle
- vérifiez vos puissances souscrites
- analysez précisément vos clauses d’indexation
Si vous ne devez prioriser qu’un sujet à court terme, commencez par vérifier l’adéquation entre votre profil réel et la formule contractuelle envisagée.
La structure horaire des prix
La PPE met en avant le pilotage des consommations électriques et le repositionnement progressif des heures creuses en milieu de journée depuis le 1er novembre 2025. De fait, la structure des prix devient plus sensible à la répartition horaire des consommations. Deux sites présentant un volume annuel similaire peuvent constater des écarts notables selon leur exposition aux pointes et leur capacité à déplacer certains usages.
En 2022, la volatilité s’est manifestée principalement sur le niveau des prix. Aujourd’hui, la structure horaire joue un rôle croissant dans le coût final.
Point de vigilance
De nombreux sites ont engagé des investissements techniques ces dernières années sans recalculer l’impact sur leur profil horaire global. L’écart entre profil réel et hypothèse contractuelle peut alors s’amplifier.
Pistes opérationnelles
Identifiez sur vos sites les usages pouvant être modulés :
- eau chaude sanitaire
- bornes de recharge
- systèmes de chauffage ou de climatisation
Un pilotage même partiel améliore la cohérence entre consommation réelle et conditions contractuelles.
Dimensionnement réseau et puissance
La PPE souligne l’importance de la planification du réseau et de l’adaptation des infrastructures aux évolutions de consommation. Un projet d’électrification sur site — pompe à chaleur, électrification d’un process, déploiement d’IRVE — peut modifier la puissance appelée sur votre point de livraison. Selon la situation, cela peut impliquer :
- une augmentation de puissance souscrite
- un renforcement du poste de livraison
- des travaux d’adaptation du raccordement existant
Points de vigilance
Nous constatons que certains projets sont lancés sur la base d’un calcul d’économie d’énergie sans intégrer suffisamment tôt l’impact sur la puissance souscrite et les coûts d’acheminement. Un ajustement tardif peut dégrader la rentabilité initialement prévue. Or l’infrastructure électrique fait partie intégrante du calcul économique. Avant d’engager un investissement :
- analysez la puissance appelée sur une période représentative
- simulez l’impact du nouvel équipement
- évaluez les conséquences sur le TURPE
- vérifiez les délais éventuels d’adaptation
Évolutions liées au gaz
La PPE rappelle que le développement du biométhane s’accompagne de coûts de production supérieurs au gaz fossile. Elle mentionne également l’évolution possible du coût unitaire des réseaux gaz dans un contexte de baisse globale de la consommation.
Pour les sites fortement dépendants du gaz, l’analyse doit rester technique. Certains usages resteront au gaz pour des raisons de process ou de performance. D’autres peuvent être substitués. D’autres encore peuvent évoluer vers des solutions hybrides.
Démarche recommandée
Cartographiez précisément vos usages gaz :
- process critiques
- chauffage
- usages substituables
Cette cartographie constitue la base d’une stratégie énergétique cohérente à moyen terme.
Privilégiez la cohérence globale
Les évolutions introduites par la PPE renforcent l’interdépendance entre contrats, profil horaire, puissance et projets techniques. Dans ce contexte, la cohérence globale prime sur l’optimisation isolée d’un seul levier.
Vous préparez une renégociation en 2026 ou un projet d’évolution énergétique ? Les experts d’Alliance des Énergies analysent votre profil réel, vos contrats et vos contraintes techniques afin de définir une stratégie d’achat et de pilotage adaptée à votre activité.
