Les énergies renouvelables allemandes désormais privées de toute aide publique

 

Les énergies renouvelables allemandes désormais privées de toute aide publique

Jean Pierre Riou 

Comment arrêter toute aide aux EnR, sans dire qu’on arrête toute aide aux EnR.

La classe politique pratique couramment la langue de bois, dont l’usage permet de masquer des changements radicaux de direction derrière des propos aussi contradictoires que creux.

C’est ainsi que la ministre allemande de l’Économie et de l’Énergie, Katherina Reiche, vient de réaffirmer la volonté de son ministère de parvenir à 80% d’énergies renouvelables (EnR) d’ici 2030 et d’en  rappeler l’intérêt pour l’Allemagne. Sa profession de foi accompagne l’annonce de la réforme de la loi EEG sur la transition énergétique (Energiewende) entérinée ce 29 juillet 2026. Cette réforme met un terme à tout soutien de l’État aux nouveaux projets d’EnR et prévoit de supprimer progressivement les engagements de l’État jusqu’alors accordés aux anciens contrats. C’est ainsi que « Toutes les installations basculeront progressivement vers la commercialisation directe. Cela garantit que les signaux de prix de l'électricité parviennent effectivement aux installations elles-mêmes. »

Le commentaire de la ministre, sur le site même de son ministère, donne le vertige : « Avec ce train de mesures, nous opérons un changement de paradigme concernant les énergies renouvelables : pour la première fois depuis l'introduction des mécanismes de soutien, nous prenons systématiquement en compte, lors du processus de développement, la pertinence des nouvelles installations pour le réseau électrique. Il s'agit d'une étape majeure vers un système énergétique plus efficace. En effet, un développement mieux coordonné avec le réseau permet de réduire les coûts de redispatching, qui dépassent actuellement trois milliards d'euros par an ». L’analyse de Clean Energy Wire précise la diminution drastique du dédommagement désormais prévue pour les producteurs lorsque ces congestions du réseau leur imposeront la réduction ou l’arrêt de leur production.

Dans la cour des grands

Les EnR, désormais dans la cour des grands, seront donc seules pour assumer la cannibalisation de leur propre valeur qui n’atteint malheureusement des niveaux significatifs que lorsque leur production est minime et tend vers des prix nuls voire négatifs dès que le soleil luit ou que le vent souffle, ainsi que l’illustre la capture d’écran ci-dessous du site Energy Charts qui montre la production éolienne et solaire de la semaine passée, et en rouge de cours spot day ahead du MWh en regard duquel l’ajout d’une ligne rouge horizontale correspond au cours nul de 0€/MWh, sur l’échelle de droite.

 

Il paraît évident que les effets de cette cannibalisation des EnR seront corrélés à l’augmentation de leur puissance installée.

En 2025, les aides publiques aux EnR s’élevaient à plus de 17 milliards d’euros. Charge qui pesait sur le contribuable allemand et non plus sur les factures d’électricité depuis 2023. 

On ne peut que se réjouir de cette évolution qui incitera enfin les EnR à investir elles mêmes dans des moyens de stockage et rendre ainsi plus transparents les coûts induits par leur intermittence. 

En France, la CRE ne prévoit « que » 8,3 milliards d’euros pour le soutient 2027 des EnR hexagonales.

A l’heure où le budget de l’État est à la recherche de quelques milliards d’€ pour maintenir la protection sociale sans aggraver la dette, et pour reprendre les termes de Katherina Reiche, peut être serait-il temps de rendre publique l’explication de la « la pertinence des nouvelles installations (d’EnR) pour le réseau électrique ». 

En incarnant l'irresponsabilité de son précédent paradigme d'un développement aveugle des aides publiques aux EnR, notre "modèle" allemand éclaire le mur sur lequel la transition énergétique française ne manquera pas de s'écraser.

CSPE 2027

 

CSPE 2027

Jean Pierre Riou 

La CRE vient de publier son estimation de juillet des charges du service public de l’énergie.

Le soutien aux EnR y tient la plus large place. A part la parenthèse de la flambée du cours du MWh liée à la gestion des corrosions sous contrainte qui ont affecté le parc nucléaire sur fond d’envolée du prix du gaz, la prévision 2027 montre la poursuite de l’envolée de ce soutien aux EnR.

Le solaire et l’éolien représentent l’essentiel de ce surcoût.

Le soutien aux EnR électriques 2027 est estimé à 8,378 milliards d’€ sur un total de charges de 14,128 milliards. 

Pour la première fois, la CRE précise la part financée par l’accise et celle prise en charge par le budget de l’État, notamment pour les 12 Md€ de 2026

C’est ainsi que l’essentiel de ces charges est payé par le contribuable et non par les factures du consommateur dont l’accise (ex CSPE) ne finance que le quart. 

L’enchérissement du kWh provenant davantage par l’augmentationde la taxe sur l’acheminement (TUPE) qui a explosé en raison de la restructuration du réseau nécessaire à l’injection des EnR.

L’infographie ci-dessous permet de visualiser l’évolution du prix du kWh pour les ménages avec les principaux événements l’ayant influencée.

 

Lettre ouverte aux parlementaires version courte

 

Lettre ouverte aux parlementaires sur la nécessaire réforme du marché de l’électricité

Jean Pierre Riou 

Madame la Sénatrice, Madame la Députée,

Monsieur le Sénateur, Monsieur le Député,

Je vous prie de bien vouloir prendre connaissance de la courte analyse développée dans https://lemontchampot.blogspot.com/2026/06/lettre-ouverte-aux-parlementaires-sur.html qui tend à montrer qu’il est en votre pouvoir de peser sur la Commission européenne pour légitimer les indispensables réformes du marché de l’électricité, et d’enrichir du même coup le débat présidentiel d’éléments concrets concernant notre souveraineté.

C’est en effet une lecture abusive du principe de subsidiarité qui a permis à la Commission européenne, de faire payer à tous le prix de l’erreur stratégique de l’Allemagne d’avoir décidé unilatéralement de sortir de l’énergie nucléaire avec l’espoir de la remplacer par des énergies intermittentes.

Or le traité de Lisbonne laisse aux parlementaires la possibilité de légitimer les revendications actuelles de la France concernant la juste rémunération des indispensables services rendus par son parc nucléaire à l’ensemble du réseau européen, ainsi que le contrôle des flux indésirables d’énergies aléatoires qui détruisent son marché.

Dès lors, il semblerait utile que l’Assemblée Nationale et/ou le Sénat se saisissent de la question, pour transmettre à la Commission européenne et aux différents États membres leur avis motivé, éclairé si possible par une saisine de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST). Cet avis, qui serait utilement soutenu par des membres de l’« Alliance nucléaire » de mars 2026, légitimerait une revendication française de renationalisation partielle du pilotage de son système électrique dans le cadre d’une profonde réforme du marché qui permettrait de rétribuer à sa juste valeur le rôle crucial de notre parc nucléaire, et rendrait au pays le contrôle souverain des déversements aléatoires des EnR sur son réseau ainsi que la liberté de fixer les conditions de rémunération de ses nouveaux réacteurs.

Confiant dans votre attachement à la souveraineté de notre pays, je vous prie de croire, 

Madame la Sénatrice, Madame la Députée, Monsieur le Sénateur, Monsieur le Député,  à l’expression de mon profond respect .

Jean Pierre Riou

 

L'écrêtement des EnR en questions

 

L'écrêtement des EnR en questions

Jean Pierre Riou 

Quand le vent souffle ou que le soleil brille, le cout de production nul d’éolien ou solaire fait que ces EnR auront toujours intérêt à produire. Et quand le vent ou le soleil tombe, ils ne produisent plus rien. Pour cette raison, la production éolienne 2025 a varié entre entre 20131MW le 23 octobre et 36 MW le 13 décembre, soit une variation sur une échelle de 1 à 500. Et le solaire, qui peut dépasser ces 20000 MW, tombe à 0 MW chaque nuit. Ce caractère météo-dépendant de des EnR entraîne un plus grand besoin de flexibilité de la consommation, mais aussi du système pour permettre l’adéquation d’un mix électrique de plus en plus aléatoire avec les besoins de la consommation. Et par flexible, on tend à comprendre utile à l’équilibre offre-demande et non tellement inutile qu’il faut s’efforcer de s’en débarrasser. C’est pourquoi le sous-titre de RTE, ci-dessous, peut surprendre, et mérite le développement qui suit, qui rappelle notamment que l'écrêtement de tout ou partie de la puissance d'une installation d'EnR peut provenir de 3 causes.

1) Les prix négatifs

Alors que les précédents contrats d’EnR relevaient d’un tarif d’obligation d’achat (TOA), l’arrêté du 6 mai 2017 a introduit le complément de rémunération (CR) qui est versé à l’exploitant éolien pour lui assurer une rémunération contractuelle. L’exploitant vend alors directement sa production sur le marché et reçoit en complément la différence avec le prix convenu dans le contrat. Mais cet arrêté stipule qu’après 20 heures de prix négatifs, l’exploitant qui arrête son installation lors de prix négatifs reçoit une prime équivalente à 35% de la puissance maximum de son parc (Primeprix négatifs = 0,35.Pmax. T . n_{prix négatifs}). L’arrêté du 23 avril 2018 prévoit la même chose pour le solaire, mais sur la base de 50% de la puissance installée (Prime = 0.5. P. Te. n_{prixnégatifs}) au-delà des 15 premières heures négatives. Dans sa délibération du 2 mars 2023 la CRE prévoit la même chose dans les contrats d’éoliennes flottantes en sud Bretagne, avec un taux de 70% de la puissance installée (Primeprix négatifs = 0,7 x Pmax x T x nprix négatifs) après 40 heures de prix négatifs.

L’explosion du nombre d’heures négatives parallèlement au développement de la puissance installée explique la forte augmentation du volume non produit. En un an, le volume de cette modulation des parcs éoliens et solaires a doublé, et atteint 2,9 TWh selon RTE dans son bilan 2025..

Ce volume croissant d’électricité non produite correspond à une production dont personne n’aurait voulu puisque, par définition du prix négatif, il aurait fallu payer pour l’écouler. C’est la raison pour laquelle l’acheteur obligé (EDF OA) aurait un intérêt financier à étendre le système aux contrats d’obligation d’achat (avant 2017 + premiers contrats d’éolien en mer) sans devoir payer, en plus, pour écouler leur production indésirable. C’est la raison de l’arrêté du 22 décembre 2025 qui prévoit que éolien et solaire sous obligation d’achat peuvent être sollicités pour s’arrêter lors de prix négatifs et sont dédommagés à hauteur du tarif contractuel pour un facteur de charge de 25% pour l’éolien terrestre et 47% pour le solaire. L'article 175 de la loi de finance 2025 prévoyait en effet que les acheteurs obligés (EDF OA) peuvent demander au producteur l'arrêt ou la limitation de la production de tout ou partie des installations de production lorsque cet arrêt ou cette limitation permet de réduire les surcoûts.

2) Le marché de l’ajustement

De plus la modification des contrats d’obligation d’achat en mer du 2 juin 2025 permet d’obtenir l’arrêt des parcs en période de prix négatifs. Un avenant permet aux exploitants de participer au marché de l’ajustement quand l’offre dépasse la demande.

RTE retrace l’évolution de la réglementation et des capacités éoliennes et solaires qui participent à ce marché depuis juillet 2023. Moins de 6 GW sur les 54 installés y participaient en décembre 2025, mais c’est déjà 5 fois plus qu’en 2024. Cet ajustement a permis d’écrêter un peu plus de 100 GW éolien et solaire.

3) Le redispatching

Reste enfin les volumes écrêtés pour cause d’engorgement du réseau, ou redispatching, où RTE modifie autoritairement les programmes d’appel de production, en réduisant notamment ceux qui sont en amont d’un engorgement qu’il remplace par une sollicitation supérieure en aval. RTE fait état de 2 TWh en 2024, toutes filières confondues. Et note que c’est entre 24 TWh et 32 TWh chaque année en Allemagne, ce qui ne doit pas surprendre en raison du caractère aléatoire de son mix électrique.

Le « modèle » allemand

Pour la gestion des prix négatifs, l’Allemagne, est plus radicale depuis l’EEG 2023 : le producteur de puissance installée supérieure à 100 kW ne touche plus rien dès le premier ¼ d’heure de prix négatif et doit éventuellement payer pour écouler sa production s’il ne l’arrête pas. Le seul dédommagement accordé étant une prolongation équivalente à la durée de leurs contrats. Depuis le Solarspitzengesetz de février 2025, la durée de prolongation de ce contrat est réduite par l’affectation d’un coefficient de 0,5.

La cannibalisation en question

Dans un système électrique où seules les EnR ont un coût marginal nul, il est important de comprendre que les prix négatifs ne sont pas le seul problème du marché et que leur cannibalisation de celui-ci est problématique dès qu’il descend sous le coût de production des filières qu’on espère développer en même temps, comme le nucléaire, pilotable et décarboné, dont on ne peut se passer ni de l’inertie de ses turboalternateurs, ni de sa capacité à régler la tension du réseau. Et ces chutes du marché sous son cout de production entraine un volume de modulations à la baisse pour raison économique de plus en plus important et l’impossibilité de rentabiliser tout nouvel investissement sans faire appel aux aides d’État. Tandis que parallèlement, plus ce marché s’effondre et plus les charges du service public de l’énergie croissent pour garantir aux EnR la différence entre ce prix du marché et le tarif convenu.

Dans le cadre de la rétribution des capacités garanties, la CRE applique, de façon optimiste, dans sa délibération de février 2026 un coefficient normatif  de 0,15 à l’éolien et 0,05 au solaire pour refléter la puissance sur laquelle on peut compter. C'est-à-dire que pour compter sur 1 MW il faut installer 6,6 MW éoliens et 20 MW solaires, contre 1,1 MW nucléaire auquel est attribué le coefficient 0,9.

Les projets de mix à forte proportion d’EnR doivent intégrer les conséquences de ce que RTE nomme leur flexibilité. A savoir le fait que si les moyens de stockage sont nécessaires pour atteindre le coefficient normatif prévu lorsque la météo n’est pas favorable, lorsqu’elle l’est, la cannibalisation de leur propre valeur du fait de leur puissance, respectivement 6,6 fois supérieure pour l’éolien et 20 fois pour le solaire, les amène à devoir s’arrêter.

Dès lors on voit mal comment leur modèle économique ne serait pas condamné à dépendre indéfiniment de subventions croissantes.