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 2ème 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.
* Mise à jour du 08/02/2026
Des précisions à ce parallèle « surplus renouvelables/exportation » ont été apportées dans « Le véritable coût des énergies renouvelables » qui ne retient, en toute logique, que les 81 TWh d’EnR soutenus, pour les mettre en regard du record d’exportation 2025 de 92 TWh. Mais considère la totalité de la somme perçue par les exploitants d’EnR, c'est-à-dire en ajoutant les 65,74€/MWh perçus par la vente sur le marché aux 85,62€/MWh de charge CSPE perçus au titre de complément de rémunération, c'est-à-dire un total de 151,36€/MWh.
L’article retient la mise à jour des douanes françaises qui fait état d’un prix d’export moyen de 62,53€/MWh, mais ne tient pas compte, comme il aurait dû, du prix supérieur payé aux tarifs obligatoires d’achat (TOA), qui est de 174,7€/MWh. Ces contrats TOA représentant donc 75% du volume soutenu, selon la CRE, c’est en réalité 168,86€/MWh que les exploitants auront ainsi perçu en moyenne pour les 81 TWh soutenus, ainsi mis en regard des 92 TWh exportés. Soit 13,6 Md€ payés par le consommateur, parallèlement aux 5 Md€ de recette pour l’exportation de ces 81 TWh. Soit 81 TWh de ces EnR, ou d’une quantité équivalente, exportés pour 8,6 Md€ de moins que ce qu’ils ont été payés par le consommateur.
Insistons sur le fait que sans ces 81 TWh renouvelables, le solde export de la France serait resté positif avec au moins 11 TWh, et probablement davantage en raison de modulations à la baisse qui n’auraient pas eu lieu d’être, et un prix du marché vraisemblablement supérieur, qui l’aurait alors valorisé.
