Les risques cachés de l’intermittence
Contribution à la consultation du public sur l’actualisation 2026 de Futurs énergétiques 2050
Jean Pierre Riou
La 3ème programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) a été publiée le 12 février 2026. Pour la 1ère fois, une clause de revoyure en 2027 a été introduite, révélant la peur de se fourvoyer.
Cette clause donne une importance particulière à l’actualisation des scenarios de RTE qui font l’objet des remarques suivantes.
La présente contribution éclaire les éléments qui tendent à montrer qu’en regard d’une trajectoire du mix électrique à horizon 2050, la part optimum d’énergies renouvelables intermittentes (EnRi) pourrait bien être déjà dépassée. Elle montre en quoi une fuite en avant vers plus d’intermittence risque de compromettre à la fois la sécurité du système électrique européen et l’électrification des usages en multipliant ses coûts, sans pouvoir prétendre décarboner le mix national ni réduire le parc pilotable installé.
Les vrais chiffres de la consommation
Depuis 2012, la consommation française a été réduite d’une vingtaine de TWh par an grâce à l’efficacité énergétique de l’usine d’enrichissement d’uranium Georges Besse 2 qui se contente de 60 MW au lieu des 3000 MW de la précédente G. Besse 1 à laquelle étaient affectés les réacteurs du site du Tricastin. Cette réduction a été occultée par une exclusion à postériori du secteur et, contrairement aux bilans de l’époque, n’était plus mentionnée dans les récents historiques, comme si G. Besse 1 n’avait jamais existé.
Ce manque de transparence avait été dénoncé le 4 janvier 2026 dans L’apprenti sorcier avant que RTE ne mentionne à nouveau, dans son bilan de mars 2026, que pour la consommation corrigée, « Les valeurs affichées excluent la consommation liée à l’enrichissement d’uranium en France, pour que les niveaux soient comparables au cours de l’historique : en effet, un changement du procédé utilisé fait que la consommation pour l’enrichissement a fortement diminué à partir de l’année 2012. »
Mais on ne comprend toujours pas pourquoi les chiffres de consommation brute de l’historique de RTE d’aujourd’hui sont affectés de la même réduction par rapport aux chiffres bruts publiés à l’époque, ainsi que l’illustre l’article Les vrais chiffres de la consommation d’électricité, comme si cette consommation brute avait été recalculée d’après la consommation corrigée en la pondérant inversement en fonction des aléas météorologiques et des effets calendaires pour rester cohérente avec des chiffres de consommation corrigée qui occultaient donc sans le dire la vingtaine de TWh annuels de G. Besse 1. Toute autre explication sera bienvenue.
En tout état de cause, le bilan annuel 2024 (et les précédents) ne permettait pas aux rédacteurs de la PPE3 de prendre la mesure de la réduction de la consommation permise depuis 2012 par l’efficacité énergétique de G Besse 2, ni de comprendre que la consommation brute est en fait la même qu’en 2001 alors que l’historique la fait apparaître supérieure à celle d’aujourd’hui.
Cette division par 50 de la consommation du site du Tricastin est pourtant à rapprocher de la division par 100 de celle des nouvelles puces de la société Euclyd, susceptibles de réduire drastiquement la consommation du secteur numérique, pour rappeler la capacité des ruptures technologiques à contrebalancer les effets de l’électrification des usages, tandis que la part de l’augmentation du prix du kWh liée à un développement irrationnel des EnRi, en inhibe le développement.
L’incompressible pilotable
L’économie d’énergie permise par la centrifugation qui a libéré pour la consommation les 3 réacteurs du Tricastin jusqu’alors affectés à l’usine Georges Besse 1, a ainsi permis de fermer une puissance équivalente (3 GW) de centrales à charbon dans les années qui ont suivi son remplacement par G. Besse 2. L’occultation de cette circonstance en a injustement laissé porter le crédit aux énergies renouvelables et ont manifestement fait espérer, à tort, que leur développement permettrait de remplacer de nouvelles tranches de centrales pilotables à flamme.
En effet, non seulement l’Europe, à consommation constante, n’a toujours pas réussi à fermer le moindre MW pilotable depuis 2002 ainsi que qu’illustré par les chiffres d’Eurostat publiés dans Triptyque énergétique, mais de plus, le 7 avril 2025 le gestionnaire du réseau européen Entsoe a publié une analyse prospective dans une « Évaluation de l'adéquation des ressources européennes » (ERAA) dans laquelle il attire l’attention sur les « risques importants » qui menacent, en raison de la perte de viabilité économique des capacités pilotables, dites « flexibles » et précise : « Au niveau européen, le risque d'adéquation lié au démantèlement des capacités thermiques en raison d'un manque de viabilité économique demeure, malgré des objectifs politiques ambitieux visant à soutenir les capacités de production d'énergies renouvelables. » et réclame « des investissements importants et des prolongations de durée de vie dans les années à venir. D'ici 2035, une augmentation nette de plus de 60 GW de capacité flexible de gaz fossile (OCGT et CCGT) est prévue…» Et ce, malgré le développement exponentiel des énergies intermittentes en raison du risque de période prolongée de plusieurs jours sans vent ni soleil qui rend illusoire toute possibilité de stockage à cette échelle de temps.
Surcapacité structurelle et modulation
L’unité 2 de la centrale nucléaire américaine de Robinson vient d’obtenir une seconde prolongation (subsequent licence) de sa licence pour 20 années supplémentaire. C’est le 21ème réacteur US à être ainsi autorisé à fonctionner 80 ans. Tandis que le 16 février 2026, EDF publiait son étude sur les conséquences de la modulation sur le fonctionnement des réacteurs nucléaires, qui en détaille les impacts à partir de la page 24 qui annonce « Une étude menée au cours des années 2000 montre que la durée de vie moyenne d’une machine sera plus grande en fonctionnement en base qu’en suivi de réseau (variation de charge et/ou arrêts/redémarrages). » Le rapport confirme le lien entre l’augmentation de la modulation et le développement des EnRi en écrivant : « EDF est conduit à devoir anticiper des situations plus fréquentes de débouchés limités. Ainsi, si la demande résiduelle diminue [demande diminuée de la production d’EnRi (N.d.A.)], cette situation sera intégrée progressivement dans le planning et affectera la gestion du combustible en cœur et les volumes de modulation pour « économie combustible » seront amenés à augmenter. » Ajoutant que « Si 18 TWh de la modulation ont été programmés par EDF sous forme « d’économie combustible », près de 13 TWh de modulation ont été réalisées exclusivement en raison de manque de débouchés économiques. »
C’est pourquoi il faudra rapidement savoir si les réacteurs français peuvent également être prolongés à 80 ans, auquel cas l’argument de l’urgence en raison de leur disparition avant 2050 ne tient plus, ou si leur mode de fonctionnement en suivi de charge les en empêchera, auquel cas il conviendrait de s’interroger sur l’intérêt de les faire moduler plus encore.
La France est en effet le plus gros exportateur MONDIAL d’électricité quasiment chaque année depuis 1990 (28 fois sur 36 selon le classement Enerdata et 5 fois 2ème). Et le doublon intermittent éolien-solaire force de plus en plus son parc nucléaire à moduler à la baisse pour une raison économique liée à l’écroulement du marché, jusque des valeurs négatives en période de forte production d’EnRi.
Éolien et solaire ont produit 82,5 TWh en 2025, participant ainsi au record mondial d’exportation de 92,3 TWh qui aurait rapporté 5,4 Md€ au pays, soit une moyenne de 58,5 € par MWh exporté, c'est-à-dire moins de 2 fois moins que le coût payé aux exploitants pour leur production éolienne et solaire. Il n’est pas justifié pour la France de chercher à augmenter cette importante marge d’« exportations à perte ».
Le spectre du blackout
Selon le rapport final de l’Entsoe, le blackout du 28 avril 2025 qui a plongé la péninsule ibérique dans le noir est le premier d’un nouveau genre : celui qui survient après des jours et même des semaines d’instabilité du réseau lors desquels ses gestionnaires ne parviennent pas à stabiliser les surtensions en cascade dans un contexte de forte part d’EnRi dont l’électronique de puissance qui les raccorde au réseau limite drastiquement leur concours à son réglage.
La récente saisine de RTE indique que ses études ont mis en évidence en France la même situation à risque de tension haute que celle qui a provoqué le blackout ibérique en avril 2025, et précise, comme pour l’Espagne, que la situation est critique lors des fortes productions d’EnRi et leurs conséquences sur les prix du marché. C’est la raison de l’accord prévu avec EDF pour qu’il maintienne la production de son parc nucléaire même en contexte de surproduction et conditions économiques négatives, afin de mieux maitriser le réglage de la tension qu’une part trop importante d’EnRi ne saurait assurer. EDF serait alors indemnisée par RTE qui en répercutera la charge sur le TURPE.
Au véritable coût des EnRi, qui comporte les surcoûts induits sur le réseau, viennent ainsi se greffer, non seulement leurs indemnisations pour l’énergie écrêtée dans ces périodes, mais également celles versées à EDF pour garantir la stabilité avec l’inertie et le réglage de ses réacteurs, sans préjudice des indispensables aides d’État pour garantir sa rentabilité dans un marché dont la valeur est cannibalisé par les EnRi.
Le véritable coût des EnR
En septembre 2025, l’UNCE a publié un rapport mettant en garde sur l’insuffisance du LCOE (Levelized Cost of Electricity) et la nécessité de prendre en compte un « levelized full system cost of electricity (LFSCOE) » pour comparer les prix réels de chaque technologie. L’absence de sa prise en compte risquant de fausser les politiques énergétiques. Les productions d’électricité intermittentes ou « variables » sont ciblées par cette insuffisance qui occulte les coûts qu’elles induisent sur le système électrique, bien plus importants que ceux des moyens pilotables.
Le rapport détaille ces coûts qu'il illustre sur la figure reproduite ci-dessous.
L’heure du bilan
Fin 2025, le parc français disposait de 164,5 GW installés dont uniquement 17,2 GW de thermique à flamme conventionnel susceptibles d’émettre du CO2. Pour baisser leur facteur de charge, le doublon aléatoire éolien-solaire dispose déjà de 56,2 GW, soit plus de 3 fois plus. Or les périodes ventées ou ensoleillées étant quasiment les mêmes sur toute l’Europe, leurs pics de production surviennent presque systématiquement en période d’écroulement du marché, voire de prix négatifs dont les occurrences se multiplient chaque année. Plus la puissance d’EnRi augmentera, et plus grande sera leur production à écrêter, tandis que les charges seront d’autant plus importantes que le marché descendra afin de garantir le prix convenu, et qu’il faut indemniser une production écrêtée toujours croissante. En contexte de faible consommation, le marché belge vient de s’écrouler jusqu’au à moins 15000€/MWh le 6 avril 2026 de 14h à 14h45. Record symptomatique d’un marché dont la libéralisation était supposée réguler une juste rémunération pour les producteurs.
L’engrenage de l’intervention publique
En regard de la volonté de libéraliser le marché couplé européen de l’électricité, l’intervention de la Commission européenne pour imposer les EnRi a détourné les règles de la concurrence. L’assurance d’un prix garanti quel que soit la demande a fait l’effet d’un dumping subventionné qui interdit désormais à des technologies comme le nucléaire de rentabiliser ses lourds investissements par la seule vente de sa production sur le marché, ainsi que l’avait fait EDF pour son nucléaire historique. En 2018, le rapport franco allemand « L’Energiewende et la transition énergétique à l’horizon 2030 » analysait les implications croisées du développement visé en matière d’énergies renouvelables sur les parcs électriques des 2 pays. Ses conclusions étaient sans appel pour le nucléaire français. Le rapport notait en effet : « En France, le développement visé des énergies renouvelables et le réinvestissement dans le parc nucléaire au-delà de 50 GW comporterait un risque important de coûts échoués dans le secteur électrique. » Et, considérant que « En 2030, un parc nucléaire maintenu à des niveaux élevés devra opérer plus fréquemment en suivi de charge, contribuant à la flexibilité du système électrique » il concluait : « Avec un parc nucléaire élevé, la production d’électricité est en hausse, mais les coûts du parc augmentent en raison d’une plus faible production ramenée à la capacité de production. De plus, ces productions supplémentaires sont vendues à des niveaux inférieurs car le maintien d’une capacité de production nucléaire plus importante a un effet dépressif sur les prix de marché de l’électricité. » C’était prévu, la France est aujourd’hui déjà confrontés à cette réalité, sa surcapacité de production étant prise en étau entre les surplus allemands à prix cassé et le solaire de l’Espagne dont elle représente l’unique interconnexion européenne. Ce qui explique pourquoi le marché peut désormais être nul ou négatif en France (et en Espagne) et pas en Allemagne, comme à de nombreuses reprises en mars 2026. Par voie de conséquence, les contrats à terme pour 2027 se négocient actuellement à 54,01€/MWh en France contre 91,93€/MWh en Allemagne, selon le site Energy Charts, interdisant toute rentabilité aux investissements français non subventionnés.
La décision de réduire la part du nucléaire était "une erreur stratégique de l'Europe", vient enfin de reconnaître Ursula von der Leyen, développer davantage d’EnRi en France c’est se compliquer la tâche pour réparer cette erreur en demandant toujours plus d’intervention de l’État et de subventions publiques.
Pour une décarbonation hypothétique, mais non vérifiée
Il convient d’ajouter que les à coups de fonctionnement et régimes partiels que les EnRi imposent alors au thermique à flamme, augmentent leurs facteurs de pollution. Or aucune étude d’impact n’a tenté d’en chiffrer l’augmentation comme le confirme en creux, la réponse du ministère à la question sur le sujet de la Sénatrice A.C. Loisier, alors que le site Energy Charts montre en temps réel la grande quantité de centrales thermiques en préchauffe prêtes à produire dès que le vent ou le soleil tombe. Pire, les cycles de régime partiel ainsi imposés augmentent les émissions de certains polluant comme les oxydes d’azote en valeur absolue, comme le révèle la demande de dérogation environnementale de l’énergéticien Duke Energy en raison des variations de rendement liées à la modulation destinée à suivre les variations de la production solaire. Dans son rapport précédemment cité EDF note que, pour cette même raison « On constate ainsi une augmentation significative de la contribution aux services systèmes des Cycles Combinés Gaz (CCG) et des Turbines A Combustion (TAC). A titre d’exemple, le nombre d’arrêts/démarrages demandés aux CCG a doublé en 2025 par rapport aux années précédentes et leurs périodes de fonctionnement sont de plus en plus hachées ».
Le scandale sanitaire
A ces émissions toxiques qui dégradent la 1ère cause environnementale de décès prématurés qu’est la qualité de l’air, s’ajoute la pollution sonore qui en représente la seconde.
Bien que selon une étude de santé Canada « -Un lien statistique a été établi entre le désagrément associé au bruit des éoliennes et plusieurs effets sur la santé auto déclarés par les répondants, y compris l'hypertension, les migraines, les acouphènes, les vertiges, les résultats obtenus au PSQI (Pittsburg Sleep Quality Index) et le stress perçu.
-Un lien statistique a été établi entre le désagrément associé au bruit des éoliennes et les concentrations de cortisol dans les cheveux, (marqueur de stress) ainsi que la tension artérielle systolique et diastolique. », le mécanisme de cause à effet entre les éoliennes et les symptômes déplorés par des riverains de plus en plus nombreux reste controversé et l’effet nocebo évoqué. Pour autant, la causalité juridique est désormais reconnue par la jurisprudence et son indemnisation du préjudice sanitaire versée au titre du pretium doloris. Alors que la pollution de l’air, le bruit est la 2ème cause environnementale d’atteinte à la santé et la Directive européenne 2002/49 sur le bruit insiste sur son caractère particulièrement pénalisant dans les zones calmes. Pour autant elle exclut les éoliennes des industries d’activité énergétique en ne retenant que celles répondant à une « Combustion de combustibles dans des installations d’une puissance thermique nominale totale égale ou supérieure à 50 MW » Et donc d’une puissance électrique supérieurs à 15 MW ou 20 MW, correspondant à la quasi-totalité des parcs éoliens. Ajoutons qu’il n’y a toujours pas de protocole de mesure consensuel du bruit éolien en raison de l’abandon, faute de ce consensus, de la norme avortée PrNF S31-114 et de la censure par le Conseil d’État des différents protocoles destinés à lui succéder.
Et c’est ainsi que des riverains dûment indemnisés par la justice civile pour des troubles sanitaires reconnus, sont dans l’incapacité de faire réduire ces troubles pour la raison que cette mesure dépend du juge administratif pour qui, enl’occurrence, les prescriptions de l’administration sont respectées par les éoliennes.
La multiplication de ces machines dans les zones rurales calmes risque ainsi incidemment de faire l’objet d’une remise en question de leur dérogation de 2011 au code de la santé publique que les lois de l’acoustique* leur interdit de respecter aux distances minimales autorisées, en faisant éclater un véritable scandale sanitaire qui impliquerait l’arrêt d’une large partie d’entre elles.
*Rappel 104 dBA au moyeu de la plupart des éoliennes entraînent à 500m :
L 500m = 104 dBA -11-20 log 500 = 39 dBA, quand le code de la santé publique leur interdirait de porter à elles seules le bruit ambiant à plus de 30 dBA.
Pour conclure
Dans son avertissement de décembre 2021, l’Entsoe chiffre l’énergie cinétique additionnelle nécessaire pour faire face aux incidents sévères, selon les différents scénarios prévus de 2025 à 2040. Ces besoins s’élèvent à un « minimum théorique additionnel » de 500GWs pour BE 2025 (Best Estimate 2025) et plus de 2500GWs d’ici 2040. Le rapport précise, à titre indicatif, que ce besoin complémentaire d’inertie de 2500GWs en 2040 correspond notamment à 2000 unités de production de 250MW chacune (500GW), avec une constante d’inertie de 5 secondes. Malgré les expérimentations destinées à doter les EnR d’une inertie synthétique, ce rôle de stabilisation du réseau semble devoir incomber pour des années encore au parc nucléaire français.
On ne stimulera pas plus la consommation d’électricité en augmentant la surcapacité du parc français qu’on ne ferait pousser des salades en tirant dessus. Mais cette surcapacité doit être perçue comme un atout susceptible de laisser le temps d’une vision de long terme, sans la pression d’une urgence trompeuse, destinée à justifier les choix actuels.
