RTE, Enedis, Think Smart Grids, IGNES, la SBA, le GIMELEC et ACTEE, publient la nouvelle édition du Baromètre des flexibilités de consommation d’électricité. Deux rapports (accessibles en ligne) montrent que la flexibilité n’est plus un sujet périphérique : elle permet d’intégrer la production photovoltaïque croissante et, plus largement, celle des EnR dans le système électrique. C’est aussi une condition sine qua non pour l’électrification des usages en France, car en dehors de l’équilibre réseau, les prix marchés encouragent aussi à consommer aux heures dites “creuses” – qui coïncident avec la production photovoltaïque.
En 2025, la consommation nationale d’électricité (corrigée des aléas météorologiques et calendaires) est restée proche de 450 TWh, soit un niveau globalement inchangé par rapport à 2023. Dans le même temps, le solaire a progressé de 5,9 GW sur l’année, renforçant une configuration de système électrique où l’électricité est abondante et peu chère en milieu de journée, mais plus coûteuse le matin et surtout le soir. Selon le baromètre, les prix moyens observés entre 18 h et 21 h ont été 111% plus élevés qu’entre 10 h et 18 h en 2025 – contre 77% en 2024.
Une évolution de marché qui change la donne
Cette évolution change la nature même de la flexibilité. Longtemps associée au simple effacement des pointes hivernales, elle devient désormais une pratique à l’échelle du jour J, consistant à décaler ou moduler certains usages sans perte de confort ni de service rendu. Elle repose notamment sur la bonne gestion de la consommation résiduelle qui se définit à partir de la consommation d’électricité totale, à laquelle on soustrait la production des énergies renouvelables non pilotables (et à coût variable de production nul) : hydraulique au fil de l’eau, solaire et éolienne.
Le baromètre 2026 montre que l’amplitude intra-journalière de la consommation résiduelle corrigée (qui correspond à la moyenne annuelle de l’écart intra-journalier entre maximum et minimum de consommation résiduelle) atteint désormais 14 GW, contre 13 GW en 2023 et 2024, avec une cible de 16,5 GW à l’horizon 2030 dans le scénario de RTE « décarbonation rapide, flexibilité haute ». Cet indicateur traduit l’écart entre les creux et les pointes de la journée : plus il est élevé, plus le système a besoin de solutions capables d’absorber l’énergie en journée et de la réinjecter sous forme d’usages décalés. Autrement dit, la question n’est plus seulement de produire au bon moment, mais de consommer au bon moment aussi.
Le deuxième indicateur clé est l’indice de flexibilité de la consommation. Il mesure le rapport entre la consommation moyenne de la plage de mi-journée et celle des pointes du matin et du soir, afin d’évaluer si la demande se déplace réellement vers les heures où l’électricité est la plus disponible. En 2025, cet indice reste encore très modeste, autour de 1,04. La réforme des heures creuses, engagée le 1er novembre 2025, et appelée à se poursuivre jusqu’au printemps 2027, doit notamment déplacer une partie des heures creuses vers l’après-midi durant l’été. L’objectif affiché est de permettre, à partir de 2027, le déplacement de 5 GW de consommation vers les après-midis.
Le baromètre montre donc que la flexibilité est déjà une réponse utile aux prix bas de midi, aux prix élevés du soir et aux épisodes de prix négatifs, mais qu’elle ne suffit pas à elle seule si l’électrification reste trop lente. La stratégie qui se dessine est double : d’abord accélérer l’équipement et le pilotage des usages flexibles, surtout dans le tertiaire, le résidentiel et la recharge des VE et, en même temps, aligner davantage les signaux tarifaires et les outils techniques pour rendre ce pilotage quasi automatique. Le grand changement de 2025-2027 est donc moins technologique que systémique : les briques sont disponibles (article décryptage à venir mercredi), il faut les déployer à l’échelle.
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