La France à la croisée des chemins
L’insoutenable
fardeau d’un doublon intermittent
Également publié sur Économie Matin
https://www.economiematin.fr/france-energie-electricite-renouvelable-nucleaire-allemagne
Jean Pierre Riou
Le développement des
énergies intermittentes, décidé unilatéralement par l’Allemagne avec l’appui de
la Commission européenne, montre chaque jour davantage son peu d’aptitude à
équilibrer un réseau électrique. La France, en passe de lui sacrifier le
principal atout de sa compétitivité, se trouve aujourd’hui à la croisée des
chemins.
Une surcapacité durable
La France est le plus gros exportateur MONDIAL d’électricité
quasiment chaque année depuis 1990, tandis qu’elle connait une baisse
structurelle de la consommation due à l’efficacité énergétique et à une sobriété
notamment liée aux difficultés de ses entreprises et au prix de l’électricité. Ce
phénomène s’observe dans toute l’UE dont production d’électricité est stable depuis
20 ans avec 2701 TWh (net) en 2022 contre 2755 TWh en 2003, malgré une timide
augmentation en 2024 dont les 2725
TWh n’en reste pas moins inférieur aux 2844 TWh de 2008.
(Source Eurostat)
Cette production est restée inchangée depuis 2000 malgré l’augmentation
de 70,6 % de la puissance installée par l’ajout
de 394 GW solaire- éolien aux 600,7 GW pilotables auxquels ce doublon
intermittent n’a donc pas permis de retrancher le moindre MW pilotable, puisque
sa puissance était de 639,4 GW en 2022, ainsi que l’illustrent ci-dessous les chiffres
de Eurostat.
Ce qui trahit l’unique effet du développement de ce doublon
intermittent qui est de réduire le facteur de charge du parc pilotable, car l’absence
de stockage à l’échelle des besoins
exclut toujours la possibilité d’en fermer le moindre MW installé pour répondre
aux périodes prolongées sans vent ni soleil.
Et montre du même coup que toute réponse à une augmentation ultérieure de la consommation implique le dimensionnement du parc pilotable, et non l'accroissement des énergies intermittentes.
La trahison allemande
En 1986, EDF, qui achevait avant l’heure la décarbonation de
son mix électrique, présentait la première esquisse de son réacteur du futur, le REP
2000. Sa conception « évolutionnaire » et non « révolutionnaire »
visait à optimiser la puissance et les coûts du renouvellement de son parc.
Dans le cadre d’une coopération accrue entre la France et l’Allemagne,
« Framatome (aujourd’hui Areva NP) et
Siemens ont créé, en 1989, une filiale commune en charge du développement d’un
réacteur à eau sous pression de nouvelle génération. Ils ont été rapidement
rejoints par EDF et les électriciens allemands », ainsi que le rappelle
l’IRSN. Cette coopération a lourdement accru la difficulté en combinant
technologies et normes de sécurité françaises et allemandes en enfantant un
monstre de 1650 MW destiné à être le plus sûr au monde, avant que la coalition
écologiste allemande (Bündnis 90/Die Grünen) ne décide unilatéralement de se désengager du
nucléaire en 2002, amenant Siemens à s’éloigner du projet et à l’abandonner
complètement en 2009.
Parallèlement,
l’Allemagne décidait, avec la complicité de la Commission européenne, de promouvoir
un concept
fourre tout, archaïque et trompeur, celui d’ « énergies
renouvelables » destiné à marginaliser le parc électrique français, pourtant
décarboné à plus de 90% depuis 1990 grâce à son parc nucléaire-hydraulique, et à
cautionner l’injonction contre-nature des Directives européennes de développer
des énergies intermittentes pour assurer la stabilité du réseau européen.
Bilan provisoire
Cette
révolution impliquait plusieurs décisions lourdes de conséquences
-
La multiplication des interconnexions
pour tenter de valoriser les surplus aléatoires toujours plus loin vers des
régions toujours moins sûres.
-
Le remaniement des réseaux nationaux afin
de refouler, vers le réseau RTE, des records de
production raccordés à un réseau de distribution qui n’était prévu que pour fonctionner
dans l’autre sens en distribuant des quantités moins importantes aux
consommateurs.
-
L’adaptation de ces réseaux à l’instabilité
chronique des EnR, par le développement
du « grid forming » dont l’insuffisance est mise
en cause dans le blackout qui a frappé la péninsule ibérique.
-
Le développement d’un marché ouvert de
l’électricité qui interdit de refuser ces surplus indésirables tant que les
interconnexions ne sont pas saturées.
Ce dernier
point n’étant pas le moindre en raison du véritable dumping subventionné qui
entraîne l’écroulement des cours dont la multiplication des prix négatifs est
le symptôme le plus visible, avec déjà 370
heures en 2025, contre 4 en 2017 et 13 en 2018. Ce dumping interdisant désormais la rentabilité de tout moyen de
production qui ne serait pas subventionné par le contribuable.
L’indispensable doublon pilotable
Cette
situation a été dénoncée le 7 avril 2025 par l’Entsoe dans son analyse
prospective du réseau européen dont il est gestionnaire dans une « Évaluation
de l'adéquation des ressources européennes » (ERAA)à horizon 2035 et
dans laquelle il attire l’attention sur les « risques
importants » qui menacent le système électrique européen, en
raison de la perte de viabilité économique des capacités pilotables, dites « flexibles » : « 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. » Cette modélisation ERAA considère
que plus de 50 GW de nouveaux investissements dans des capacités flexibles de
gaz fossile seraient utiles pour « garantir
l'adéquation des capacités pendant les périodes de pointe ou de faible apport
en EnR ». Pire, la ministre allemande de l’économie
Katherina Reiche réclame aujourd’hui la construction de 20
nouveaux GW de centrales au gaz avant 2030 pour garantir l’approvisionnement
électrique d’un secteur industriel allemand en crise.
C’est ainsi que non
seulement le développement des EnR n’a pas permis de réduire la puissance
pilotable, mais elles compromettent dangereusement la rentabilité de moyens
dont on ne peut se passer, y compris du nucléaire, pourtant 3 fois moins
émetteur de CO2 que l’éolien et 10 fois moins que le solaire, selon les propres
chiffres de l’ADEME.
L’inutile
doublon intermittent
Mais si on comprend la nécessité pour des pays comme l’Allemagne
d’entretenir un doublon pilotable intégral pour sécuriser son parc intermittent
éolien-solaire, on comprend moins la nécessité pour la France, qui a déjà
décarboné son mix électrique avec son parc nucléaire-hydraulique, de
subventionner un doublon intermittent qui l’oblige, de surcroit, à investir des
centaines de milliards d’euros dans leur raccordement, dont 37 milliards pour celui
du seul éolien en mer, et dans la restructuration de son réseau, alors que son
parc de production est déjà clairement surcapacitaire.
Ce doublon a pour principal effet de baisser le facteur de
charge de notre parc déjà décarboné et notamment nucléaire qui s’efface régulièrement
devant la production d’EnR, particulièrement les weekends estivaux comme celui
du 3 août à 14 h où sa modulation à la baisse a atteint 19,1 GW, soit 30% de sa
puissance installée, comme le montre le site
de RTE ci-dessous, après un début de journée à
plus de 40 GW.
Cette modulation à 14 h était en relation avec des prix
négatifs de 10 h à 18 h, qui auraient amené EDF à devoir payer pour produire
davantage.
L’impasse
Un moratoire sur les énergies renouvelables avait été inscrit
dans la loi dite Gremillet, rejetée en
bloc le 24 juin. Un tel moratoire, hélas, ne permettrait même plus au
nouveau nucléaire français de se passer de contrats privilégiés comparables à
ceux dont bénéficient les EnR en raison de l’état du marché désormais cannibalisé
par les EnR. Et le traité de l’UE sur le libre échange des marchandises ne
permet pas à la France de refuser ce dumping des MWh étrangers.
D’autre part, Le règlement électricité (UE) 2019/943 impose
aux États membres de mettre en œuvre la disponibilité de 70
% de leur capacité d’interconnexion pour les échanges transfrontaliers. Or,
contrairement aux Directives, les règlements sont immédiatement contraignants pour
les États. Enfin, l’article 4 point d du règlement (UE)
2018/1999 impose aux États une capacité d’interconnexion de 10% de leur
puissance de production en 2020 et de 15% en 2030, afin de faciliter cette
concurrence des EnR en faisant converger les prix lors de leurs fortes
productions.
Pour autant la question doit être posée de la plus value supposée
qu’apporteraient de nouvelles éoliennes ou panneaux solaires à notre mix
national déjà en surcapacité et plus gros exportateur d’électricité du MONDE
quasiment chaque
année depuis 1990.
La nuit du 1er août
La double question est de savoir si la France peut
abandonner, ou non, l’Allemagne en rase campagne dans sa dangereuse course à l’intermittence
en optant pour un mix plus compétitif qui favoriserait ses propres entreprises,
tout en cessant de jouer le jeu allemand à coups de centaines de milliards d’euros
destinés à intégrer toujours plus d’intermittence. Et d’autre part de cesser,
ou non, de subventionner leur filière, désormais mature, pour l’encourager à pratiquer
son véritable dumping à l’encontre du parc nucléaire.
On comprend bien que cette filière s’impatiente et fasse
pression pour une rapide publication de la nouvelle programmation pluriannuelle
de l’énergie (PPE3) qui engagera la France dans de nouveaux appels d’offre pour
les 10 prochaines années. Les menaces de dissolution du gouvernement expliquent
l’avortement de la tentative de faire passer en force
cette PPE3 dans la nuit du 1er août.
Le glas des EnR en France avouerait l’aveuglement de 20 ans
d’une politique erratique. Une fuite en avant déclencherait la foudre politique
contre les charges
durables d’un doublon contreproductif.
Des 2 côtés, le mal est infini.
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