Le véritable coût des énergies renouvelables

 

Le véritable coût des énergies renouvelables

Jean Pierre Riou 

Le caractère intrinsèquement variable des énergies renouvelables électriques dites « intermittentes » (EnRi) fausse la comparaison de leurs coûts de production avec ceux des énergies conventionnelles dites « pilotables ». Ce qui biaise du même coup toute programmations de l’énergie.

L’objet de cet article est d'éclairer un tour d’horizon de ces surcoûts, qui s’avèrent plus ou moins cachés.

 

Les coûts cachés

« The United Nations Economic Commission for Europe » (UNCE) est une émanation régionale des Nations Unies, établie en 1947 pour encourager la coopération économique des États membres.

En septembre 2025, l’UNCE a publié un rapport mettant en garde sur l’insuffisance du LCOE (Levelized Cost of Electricity) pour comparer les prix de production d’électricité. Ses carences 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.

Le rapport détaille ces coûts hors LCOE qu'il illustre sur la figure reproduite ci-dessous.

Le poids de ces surcoûts des EnRi est largement dénoncé depuis des années, notamment par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) qui préconisait en 2020 le recours au VALCOE (Value-adjusted LCOE) pour les prendre en compte.

La nouveauté n’est que dans l’initiative de l’UNCE d’alerter sur les promesses biaisées par le seul LCOE des énergies renouvelables.

Les prix garantis

En France, le soutien aux énergies renouvelable a pris la forme d’un tarif obligatoire d’achat jusqu’en 2017, progressivement remplacés par des contrats de rémunération conclus sur la base d’appels d’offres.  Les tarifs d’achat obligatoires et leurs quantités sont récapitulés, ci-dessous  dans l’annexe 1 de la délibération de juillet 2025 de la CRE

La colonne de droite indique le tarif d’obligation d’achat moyen qui est prévu à 174,7€/MWh pour 2026. Cette moyenne est tirée vers le haut par le photovoltaïque (211,2€/MWh) et la cogénération (232,8€/MWh). Tous ces tarifs sont en hausse par rapport à ceux constatés en 2024, en raison de leur mode d’indexation.

Selon la CRE, 81 TWh d’EnR ont été soutenus en 2025. L’obligation d’achat représentant 75% du soutien total (CRE p 4), et leur soutien une charge moyenne de 85,62 €/MWh au titre de 2025 (CRE p 8). En toute logique, cette charge moyenne appliquée aux 81 TWh soutenus correspond exactement aux 6,9 milliards d’euros de charges des EnR constatés p 7.

Cette charge de 85,62 représente la différence entre leur prix contractuel garanti et le coût évité par la vente de leur production. Plus ce coût est bas, et plus les charges sont importantes.

Dans sa délibération de juillet 2025 (p 22), la CRE constate une réduction de ce coût évité en raison de l’« effet prix » des énergies soutenues, notamment solaire, qui font écrouler le marché, jusque des prix négatifs, lorsqu’elles produisent. La CRE retient un coût évité unitaire moyen prévisionnel au titre de 2025 de 65,74 €/MWh, et de 50,88€/MWh pour 2026.

C’est ainsi que ces 65,74€/MWh supposés captés par leur propre valeur, sont bonifiés d'un soutien de 85,62 €/MWh qui représente leur charge, soit un revenu de 151,36 €/MWh. Ce chiffre moyen, tous tarifs confondus, montre que les nouveaux contrats (CR) sont bien négociés à des prix inférieurs aux tarifs obligatoires (174,7 €/MWh). Mais la CRE n’en prévoit pas moins une augmentation de la charge en 2026 (+ 2,4 Md€), notamment en raison de l’effet prix qui diminue le coût évité par les énergies soutenues, et fait passer la charge à 92,42 €/MWh ainsi qu’elle le détaille p 9.

Le record mondial de vente à perte

Il est tentant de mettre en parallèle ces 81 TWh d’EnR soutenus en 2025 avec les 92 TWh de solde export net 2025 au prix moyen de 62,53 €/MWh sur ces 12 derniers mois, selon les douanes françaises. Ces 81 TWh d’EnR auront donc capté 12,2 Md€ et correspondent à 5 Md€ de recette pour l’exportation de cette même quantité d’électricité. Soit un record mondial d’exportation correspondant à une perte de 7,2 Md€, c'est-à-dire plus du triple de ce qui avait été sous évalué dans un précédent article.

L’augmentation inéluctable des charges

La CRE anticipe une :« Augmentation des charges au titre de 2026 par rapport à 2025, du fait d’une prévision d’augmentation des volumes soutenus et de la poursuite de la baisse des prix

Au titre de 2026, les charges sont estimées en progression de 2,4 Mds€ par rapport à la dernière

estimation effectuée en 2025. Le principal facteur explicatif est l’augmentation du volume soutenu de

81 TWh à 90 TWh, en lien avec le développement des énergies renouvelables en France dans le cadre

de la programmation pluriannuelle de l’énergie 2019-2028 dite « PPE2 ». Le second facteur explicatif

est l’effet de la poursuite de la baisse des prix de gros de l’électricité (les recettes pour l’État moyennes diminuant de 65,74 €/MWh en 2025 à 50,88 €/MWh en 2026). Les coûts d’achat demeurant, eux, relativement stables, les charges unitaires augmentent entre 2025 et 2026, de 85,62 €/MWh à 92,42 €/MWh » 

 

L’exception française

Dans sa délibération de juin 2025, la CRE expose les différents soutiens européens aux EnR (p 58). Il s’avère que la France est la seule à payer les exploitants qui s’arrêtent de produire lors des prix négatifs. Les autres pays font état de «Aucun versement en cas de prix négatifs et aucune autre compensation». Seule l’Allemagne propose de prolonger le contrat du nombre d’heures ainsi perdues sans revenu.

Tandis qu’en France, après un nombre d’heures très restreint, correspondant à une franchise, les exploitants perçoivent une rémunération sous forme d’une prime qui correspond à un % de leur puissance nominale s’ils s’arrêtent de produire. (70% pour l’éolien en mer, 50% pour le solaire et 35% pour l’éolien à terre).

L’« effet prix » des productions d’EnR qui cannibalisent le cours du MWh entraîne l’augmentation des charges du service public, ainsi que l’analyse la CRE pour expliquer la nouvelle augmentation des charges liées aux EnR prévues pour 2026 avec 7,6 Md€ au lieu de 6,9 Md€ en 2025.

Des surcoûts confidentiels mais explosifs

Les productions d’EnR  entraînent également l’augmentation de la modulation du nucléaire. EDF devait rendre en décembre un rapport sur les conséquences de cette modulation supplémentaire sur son parc nucléaire. Selon plusieurs médias dont Reporterre, ce rapport « inflammable » serait tenu secret par le gouvernement en plein débat sur la programmation de l’énergie (PPE3). Selon les fuites notamment publiées par La Tribune, cette modulation entraînerait en effet « des risques économiques majeurs pour la collectivité ». Selon ce rapport, le scénario de développement d’EnR initialement prévu (Orange) « se traduirait par près de 4 milliards d’euros de surcoûts annuels pour le système électrique par rapport à une trajectoire plus modérée de développement des renouvelables en France et en Europe » et compromettrait la rentabilité du parc nucléaire et hydraulique.

Mais l’augmentation de cette modulation entraînerait également des conséquences sur la sûreté des réacteurs qui remettraient même en question la durée d’exploitation de certaines tranches en raison de « contraintes fortes » sur certains équipements. Les vibrations, fatigues thermiques et mécanique engendrées par l’augmentation de cette modulation toucheraient de nombreux composants tout en augmentant les effluents radioactifs.

La prise de conscience du risque que font peser les EnR sur le parc électrique français, semble être à l’origine du retard de la publication de la nouvelle programmation de l’énergie (PPE3). Avec la fébrilité qu’on imagine au sein de la filière professionnelle.

Douze comités sociaux d’entreprises appellent les salariés des énergies renouvelables à descendre dans la rue le 10 février. L’inquiétude de la filière est effectivement grande et leur invitation du 6 février à Matignon aurait calmé ses craintes.

 La fragilité du gouvernement ne lui permet pas assurément pas de braquer ses soutiens, qui sont majoritaires à gauche et chez EELV.

Il serait regrettable que des considérations politiciennes puissent être amenées à primer sur la raison d’État.

 

EDF qui dérange

 

EDF : un modèle qui dérange

Partie 2 EDF qui dérange

Jean Pierre Riou 

Publié dans Économie Matin

https://www.economiematin.fr/edf-un-modele-qui-derange-partie-2-riou 

Suite de la Partie 1 EDF : un modèle

 https://lemontchampot.blogspot.com/2026/01/edf-un-modele-qui-derange.html

En mai 2007, Marcel Boiteux expliquait pourquoi, dans Futuribles :

« En théorie économique, l’électricité cumule pratiquement toutes les exceptions aux heureux effets de l’économie de marché. D’où suit qu’on peut militer avec conviction pour la régulation par le marché, et en exclure l’électricité. »

Mais l’avantage compétitif conféré par la réussite du quasi monopole d’EDF a été la cible d’attaques virulentes de la Commission européenne, au nom de l’ouverture de ce marché, sur fond de perquisition pour soupçon d’aide d’État et de procédures à son l’encontre. La chronique de cette descente aux enfers est relatée dans EDF l’exécution d’une géant.

Les règles du jeu de notre souveraineté énergétique ont alors été imposées par Bruxelles, là où historiquement devait pourtant s’exprimer la puissance régalienne.

 

L’échec du modèle allemand

L’objet prétendu de cette politique était de se passer du nucléaire, en décarbonant le mix électrique grâce aux énergies renouvelables intermittentes (EnRi) que sont éolien et solaire, tout en maîtrisant les prix grâce à la gratuité du vent et du soleil.

Les surcoûts ont largement dépassé tout ce qui était envisagé en raison de fragilisation continue du système électrique malgré les centaines de milliards destinées à y remédier. Les conséquences économiques se sont avérées inacceptables, notamment par l’Allemagne.

Cet échec a amené l’ensemble de la planète à convenir aujourd’hui du caractère incontournable du nucléaire, que ce soit en Norvège, au Japon pourtant victime du tsunami, en Pologne, ou même au Danemark  et en Allemagne qui comprend enfin la nécessité du recours à l’atome pour préserver sa compétitivité.

Au lieu de d’écouter l’avertissement de A.C. Lacoste de 2007 reproduit dans la première partie, l’Europe s’est lancée dans le développement exponentiel des capacités intermittentes sans pouvoir fermer pour autant, à consommation pourtant égale, le moindre MW pilotable installé ainsi que le montrent les chiffres Eurostat illustrés ci-dessous

L’intérêt de ce doublon intermittent peut se comprendre pour l’Allemagne malgré la nécessité de faire plus que doubler sa puissance totale (de 115,7 GW en 2002 à 271,9 GW en 2026) pour se passer des 23,6 GW nucléaires de 2002, mais offre au moins l’intérêt de réduire le facteur de charge du fossile. Mais en l'entraînant à la fois à multiplier les épisodes de prix négatifs en Europe (573 heures en 2025) en refoulant ses surplus aléatoires, et à fragiliser son approvisionnement en devenant importateur net d’électricité. Sa vulnérabilité aux épisodes sans vent ni soleil est à l’origine de son besoin de 20 GW de centrales gaz supplémentaires et d’une autorisation de l’UE pour 12 GW.

Un record mondial de la vente à perte

La surcapacité de production aléatoire française est à l’origine d’une même explosion des heures à prix négatifs (513 heures en 2025), plus quasiment autant où le prix positif était de moins d’1 euro. Cette situation a placé la France, qui était déjà plus gros exportateur mondial d’électricité quasiment chaque année depuis 1990, loin devant ses concurrents avec 89 TWh de solde export net en 2024 et 92 TWh en 2025, quand la Suède, en 2^ème position, ne dépassait pas 33 TWh.

Ces exportations se sont vendues à une moyenne de 66,19€/MWh sur ces 12 derniers mois, selon les douanes françaises, parallèlement au prix moyen de 85,62€/MWh, selon la CRE, auquel EDF OA avait l’obligation de racheter la totalité de la production des EnRi. Ce record d’exportations à perte aura ainsi coûté 19,43 € pour chacun des 102,6 TWh exportés, soit 1,9 milliard d’euros aux finances publiques pour une production aléatoire dont on ne sait que faire. La perte est pire encore quand on compare ce prix moyen d’achat obligé de 85,62 €/MWh aux 50,31€/MWh de la vente des contrats à terme négociés en France ce 12 janvier pour une livraison en 2027.

Ce n’est pas pour autant qu’EDF ne fait pas une affaire en arrêtant ses réacteurs pour profiter des prix d’un marché écroulé, mais c’est prendre là le problème par le mauvais bout, le prix fort en étant payé par tous les français tandis que le modèle économique du nucléaire ne le dispose pas à jouer les intermittents d’un spectacle qui nous échappe.

Cette surcapacité semble durable à moyen terme. L’explosion supposée de cette la consommation pour répondre aux besoins de l’électrification des usages, est annoncée depuis plus d’une décennie, mais n’en présente pas le moindre frémissement. Pire, l’ampleur de sa diminution est masquée par la correction des chiffres historiques de RTE. Cette réduction, permise par l’amélioration de l’efficacité énergétique ainsi que par les économies d’énergie, notamment provoquées par l’augmentation des factures d’électricité qui a frappé l’industrie et les PME. La responsabilité des EnRi sur l’augmentation du prix de l’électricité étant sensible via le surcoût du soutien de leur production ainsi que par ceux qu’elles entraînent dans la restructuration du réseau. C’est ainsi que la désindustrialisation de l’Allemagne est poussée par les prix de l’énergie qui entraîne de nombreuses réductions d’activité et délocalisations, qui ne font qu’accélérer la réduction de la consommation.

La fragilisation

Son coût

L’augmentation des productions disséminées d’EnRi a engendré un besoin de centaines de milliards d’euros pour faire fonctionner le réseau de distribution à l’envers. Désormais il ne s’agit plus, en effet, d’acheminer la quantité d’électricité nécessaire vers le consommateur, mais de faire remonter les records des EnRi vers le réseau de transport pour les refouler toujours plus loin. Là encore, l’Allemagne symbolise le retard croissant de ces investissements malgré les sommes déjà consenties.

La Cour des comptes fédérale allemande avait publié un rapport  sur l’Energiewende en mars 2024. La Cour constatait que les besoins de ce réseau progressent plus vite que les investissements qui lui sont consacrés. Avec un déficit croissant, chiffré à 6000 km de lignes de transport pour 2023.

Le rapport précise « Les coûts d’expansion du réseau à l’avenir seront nettement plus élevés qu’auparavant. Selon les premières estimations de l'Agence fédérale des réseaux, les coûts liés à l'extension du réseau pour la période 2024 à 2045 s'élèvent à plus de 460 milliards d'euros. De nouvelles augmentations de coûts sont à prévoir. »

L’Allemagne, qui n’arrive même plus à transporter son électricité depuis ses éoliennes de la mer du nord jusqu’à son industrie de Bavière et Bade-Wurtemberg, envahit les réseaux de ses voisins, dont les réseaux français qu’elle fragilise sans payer le prix du transport. On comprend que l’Allemagne s’oppose de toutes ses forces aux décisions de l’UE visant à morceler les zones d’enchère allemandes pour faire cesser ces flux de boucle qui violent le règlement européen.

Ses limites

Par delà cette fragilisation qui progresse plus vite que les moyens destinés à y remédier, le principe même d’une augmentation de la part d’intermittence repose sur des hypothèses de stabilité dont la faisabilité n’a jamais été éprouvée. Johnson & al ont publié une étude sur l’inertie du réseau texan ERCOT en 2019, dans laquelle ils exposent la grande supériorité du nucléaire pour conférer de l’énergie cinétique au réseau, en rappelant l’absence totale de contribution de l’éolien et du solaire à cette « inertie rotationnelle ». L’étude constate que « Les pénétrations des énergies renouvelables testées dans cette analyse (jusqu'à 30 % de la demande énergétique annuelle) correspondent aux niveaux les plus élevés considérés par ERCOT dans ses projections à long terme, mais elles sont inférieures aux pénétrations des énergies renouvelables déjà déployées dans toute l'Europe ». L’explication de la raison en est édifiante : « De nombreux pays européens sont connectés aux réseaux voisins, qui offrent une grande inertie de la production thermique (par exemple, le nucléaire en France et le charbon en Allemagne).» C’est ainsi que lors de chaque coup de vent sur l’Allemagne, le nucléaire français reste désormais seul pour conférer cette inertie rotationnelle au réseau européen. C’est ainsi que lors du blackout qui a frappé la péninsule ibérique le 28 avril 2025, des voix s’étaient élevées pour accuser la France de n’avoir pas assez développé ces « Câbles anti-blackouts » qui auraient pu protéger la péninsule ibérique dont les interconnexions sont structurellement limitées.

Le gestionnaire du réseau européen Entsoe prévient depuis des années de l’identification d’un risque de blackout à l’échelle continentale en raison de la baisse de cette inertie jusqu’alors permise par les énormes masses en rotation synchrone à 50 Hz des capacités conventionnelle. RTE, qui prépare l’avenir en espérant pouvoir s’en passer, écrit : « La capacité du réseau à revenir à un état stable après un incident est un élément clé de l’exploitation ; l’arrivée de nouveaux composants connectés au réseau via de l’électronique de puissance (photovoltaïque, éolien ou encore lignes à courant-continu) va nécessiter d’un côté la mise en place de dispositifs nouveaux sur le réseau et, de l’autre côté, l’évolution des outils de simulation permettant de s’assurer de leur efficacité. L’équipe R&D développe les outils permettant de qualifier cette stabilité et de tester, via des démonstrateurs sur site, les solutions envisagées comme  le « grid forming ». Nous avons réussi à démontrer la faisabilité théorique d’une telle adaptation, après des tests en laboratoire concluants, les équipes de R&D vont commencer des tests à l’échelle industrielle. »

Le propos n’est pas de nier cette faisabilité d’une augmentation de la part d’EnRi à l’échelle de l’UE, mais de relever que les outils de simulation doivent encore évoluer ne serait-ce que pour connaitre l’efficacité théorique des solutions envisagées, et que cette faisabilité a encore moins été confirmée par le moindre test à l’échelle industrielle. Ce qui interpelle sur le risque d’impasse et sur la maîtrise des coûts.

La désintégration d’EDF 

Lors de son audition devant la Commission d’enquête visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France l’ancien patron d’EDF, Henri Proglio a déclaré « Depuis trente ans, l’obsession allemande est la désintégration d’EDF ; ils ont réussi ! » et décrit les « capacités d’influence, des lobbyings de l’Allemagne, qui ont réussi, au travers de l’autorité bruxelloise. »

Le développement des interconnexions bouleverse les marchés nationaux en mutualisant aussi bien les effets des surproductions aléatoires sur l’écroulement des cours que les difficultés de l’Allemagne quand elle traverse une période sans vent ni soleil. C’est la raison de la colère de la Suède et de la Norvège qui ont menacé de se déconnecter de ce système « absolument merdique » (“It’s an absolutely shit situation.”) selon les termes du ministre norvégien rapportés par le spécialiste de l’énergie « Oil Price » Celui-ci explique en effet que les interconnexions ont permis à l’Allemagne et au Danemark, qui subissaient une même panne de vent, de « siphonner » la production  des réservoirs hydrauliques norvégiens qui étaient alors pleins, avant de contaminer le marché norvégien de l’électricité, une fois ces réservoirs vidés, avec 898 €/MWh à 17 heures, alors que le pays ne connaissait même pas de vague de froid. La ministre suédoise de l’énergie Ebba Busch a vigoureusement dénoncé le même phénomène en déclarant à la chaine suédoise SVT « Je suis furieuse contre les Allemands »

Bruxelles tente désormais de prendre en main le développement des interconnexions à marche forcée. Selon la Tribune, Paris freine des 4 fers. Mais ce grand marché libéralisé promet des montagnes russes de plus en plus vertigineuses sur le cours du MWh avec la dépendance grandissante aux caprices du vent et du soleil. Et si EDF profite des prix cassés lors des records de production des EnRi pour arrêter ses réacteurs, il ne faut pas en ignorer les surcoûts pour le consommateur, puisque c’est lui qui les soutient financièrement, ni pour EDF qui devra, lui aussi faire appel à l’argent public s’il veut développer son parc nucléaire. Car pour les rôles d’intermittents, la flexibilité du gaz répond mieux au casting.

La cerise sur le gâteau

L’Allemagne viendrait d’obtenir une dérogation l’autorisant à financer une baisse du coût du kWh pour son industrie. Après que les finances d’EDF ont été plombées par l’Arenh, au prétexte d’un soupçon infondé d’aide d’État. Et avant que le développement des EnRi, impulsé par l’Allemagne, ait lourdement impacté le prix du kWh français.

Cette dérogation accordée à l’Allemagne d’injecter entre 3 et 5 milliards d’euros d’aide publique pour baisser le prix du kWh de son industrie en déliquescence consacre la victoire de 30 ans d’obsession allemande.

Les vrais chiffres de la consommation d'électricité

 

Les vrais chiffres de la consommation d'électricité : mes réponses à Atlantico

Jean Pierre Riou 

https://atlantico.fr/article/decryptage/consommation-electricite-a-ete-meme-en-2025-que-2001-pour-raison-etrange-projections-officielles-ne-cessent-affirmer-quelle-augmente-maniere-exponentielle-tarifs-cout-energie-facture-Jean-Pierre-Riou 

La consommation d’électricité en France en 2025 est strictement identique à celle de 2001 (≈450 TWh). Comment expliquez-vous que les projections officielles continuent pourtant d’annoncer une hausse rapide, voire exponentielle, de la demande électrique ?

 

Je tiens, tout d’abord à donner les sources de cette première affirmation, puisqu’elle ne correspond pas aux historiques officiels qui font état d’une augmentation depuis 2001. Et je suggérerai en conclusion une réponse à la 2^ème partie de votre question.

 

Il m’a donc semblé nécessaire de reprendre les bilans de l’époque pour tenter de comprendre l’évolution réelle de la consommation française. Selon le dernier bilan provisoire de RTE, avec 449 TWh, cette consommation aurait été la même en 2025 qu’en 2024.

Ce chiffre est donc exactement le même que celui qu’indiquait RTE en 2012 pour la consommation brute de 2001.

 

 

Cette consommation brute, c'est-à-dire réelle, est même inférieure en 2024, avec 442,2 TWh dans le bilan 2024 de RTE. Et RTE explique cette plus faible consommation en valeurs brute par les températures clémentes. La consommation française est en effet particulièrement thermosensible et RTE considère qu’en hiver, chaque degré en moins entraîne une consommation supplémentaire de 2400 MW. La correction des chiffres en fonction de la météo affine donc l’analyse, ainsi que la prise en compte des « effets calendaires » c'est-à-dire de la présence ou non du jour supplémentaire du 29 février.

 

 

 

Les bilans RTE semblent avoir fait disparaître entre 15 et 20 TWh de consommation historique, notamment après 2014. Pouvez-vous préciser comment les changements de méthodes de correction (climat, secteur de l’énergie, 29 février) ont modifié la lecture de la consommation réelle ?

 

Les historiques postérieurs à 2014 ont effectivement donné des chiffres sensiblement inférieurs aux précédents bilans pour les consommations antérieures à 2010. Notamment le bilan 2024 de RTE reproduit ci-dessous.

 

 Parallèlement à la mise en service de l’usine d’enrichissement d’uranium Georges Besse 2, qui consomme 60 MW au lieu des 3000 MW du précédent G. Besse 1, RTE a voulu isoler la réduction de consommation ainsi permise, en ajoutant, notamment dans son bilan 2014 : « Consommation corrigée de l’aléa météorologique et du 29 février hors soutirage du secteur de l’énergie ». Puis, jusqu’en 2017, notamment, RTE précisait cette exclusion dans son historique de la consommation corrigée reproduit ci-dessous :

 

 

Nous voyons que ces chiffres correspondent exactement à l’historique de 2024 reproduit plus haut et que ceux-ci sont bien inférieurs à ceux du bilan 2012. A la nuance près que l’historique ne mentionne plus l’exclusion du secteur de l’énergie depuis 2020. C’est ainsi que l’économie permise par G. Besse 2 n’apparaît plus dans l’évolution de la consommation corrigée du fait que la consommation d’Eurodif semble avoir disparu des radars. En tout état de cause, pour rester rigoureux, les chiffres antérieurs à 2012 ont été révisés à la baisse, plusieurs années après leur publication, d’une valeur comprise entre une quinzaine et une vingtaine (2004) de TWh. Ce qui est compatible avec la consommation annuelle d’Eurodif, sans que soit désormais mentionnée l’exclusion du secteur de l’énergie.

L’efficacité énergétique de l’usine Georges Besse 2 aurait permis une économie allant jusqu’à 25 TWh/an. Pourquoi cette baisse structurelle de consommation ne figure-t-elle plus explicitement dans les historiques corrigés de RTE, alors qu’elle est déterminante pour la programmation à long terme ?

 

On peut effectivement estimer la consommation maximum de l’ancienne usine Eurodif à plus de 25 TWh/an, notamment en 1982. La division par 50 de cette consommation permise par la technologie de centrifugation de Georges Besse 2 est difficile à chiffrer en raison des fonctionnements partiels de la période de transition. Mais cette économie est considérable.

 

C’est pourquoi la correction « hors soutirage du secteur de l’énergie » est regrettable, car elle occulte à la fois la consommation réelle antérieure à 2012 et sa démonstration de l’efficacité énergétique. C’est d’autant plus regrettable que cette mention d’exclusion ne figure donc même plus, comme si ce soutirage du secteur de l’énergie n’avait jamais existé. Ce soutirage permet pourtant une baisse structurelle de consommation qui ne devrait pas être ainsi ignorée par toute programmation à long terme. Par contre, si la valeur de réduction des chiffres semble compatible avec les TWh consommés par Eurodif, il ne m’appartient pas d’extrapoler les raisons de leur disparition.

En 2024–2025, la France bat des records mondiaux d’exportation d’électricité, y compris sans les EnR intermittentes. Peut-on parler d’un surdimensionnement du système électrique, entraînant des productions excédentaires coûteuses et vendues à perte ?

 

Avec 92 TWh de solde export net, la France sera assurément premier exportateur mondial d’électricité en 2025 pour la 28^ème fois depuis 1990. Comme elle l’était en 2024 avec 89 TWh, loin devant la Suède (33 TWh)  selon les chiffres de Enerdata. Et sans les 71,6 TWh d’EnRi en 2024, son parc pilotable aurait suffi pour assurer ses besoins et la classer encore 2ème exportateur mondial avec les 17,4 TWh excédentaires restants. Son système de production est donc effectivement surdimensionné, et ce n’est certainement pas d’énergie aléatoire supplémentaire décorrélée de la consommation que la France a besoin. Les EnRi font déjà exploser le nombre d’heures à prix négatif dès que le vent souffle ou que le soleil luit, avec déjà 512 heures négatives en 2025 selon les chiffres de la CRE. Et les exportations ont effectivement été vendues à perte au cours moyen de 66,66 €/MWh ces 12 derniers mois selon les douanes françaises, soit bien en dessous des tarifs d’achat obligatoires des EnRi.

 

Pour autant, la programmation doit envisager l’avenir. Mais ce surdimensionnement actuel doit être vu comme l’opportunité de prendre le temps d’une vision de long terme pour anticiper l’électrification des usages envisagée. L’ADEME vient notamment d’évaluer les besoins des datacenter à horizon 2060. Selon les scénarios, leur consommation, qui est déjà considérable, pourrait être multipliée par 7… ou divisée par 2, notamment grâce à la récupération de leur chaleur fatale.

Cet exemple est édifiant, il est dommage que celui de Georges Besse 2 ait perdu toute visibilité. Multiplier des éoliennes ou panneaux solaires n’aurait pour effet qu’enchérir encore le kWh en raison du coût de la fragilisation des réseaux qu’elles induisent, tout en compromettant notre système électrique, notamment en perturbant les calendriers de maintenance en raison des modulations imposées aux réacteurs, au lieu de profiter du répit donné par la surcapacité pour renouveler sereinement un parc pilotable dont l’Europe ne peut se passer.

 

On comprend que les projets d’implantation d’EnR présents et à venir tentent de justifier leur légitimité par l’imminence d’une explosion de la consommation dont on attend toujours les premiers frémissements.