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, dernière
occasion d’éviter le pire.
Cette clause donne une importance particulière à l’actualisation
des scenarios de Futurs énergétiques 2050 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. Or 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 de RTE, 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 c'est 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 : « 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 réduction d'émissions 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 ».
La problématique sanitaire
L’Anses, à l’instar
de l’Académie de médecine, constate un lien clair entre bruit éolien et
perturbation du sommeil en écrivant notamment dans son rapport
comportant l’analyse d’un grand nombre d’études sur le sujet: « Toutes
les études épidémiologiques transversales qui ont recherché une association
entre l’exposition au bruit des éoliennes et la qualité du sommeil (sauf une)
ont montré une relation significative. » Or on connait l’effet délétère d’une perturbation chronique
du sommeil sur la santé. Une étude
de décembre 2025, des chercheurs de l’université d’Oregon a établi le fait
que la mauvaise qualité du sommeil « surpasserait désormais l'impact de la
mauvaise alimentation et du manque d'activité physique ». Quantifiant
ainsi ce qu’on savait déjà, puisqu’en juillet 2025, le ministère français de la
santé avait érigé le sommeil en enjeu
de santé publique majeur dans une feuille de route ministérielle.
Pour autant, 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, en l’occurrence, les prescriptions de l’administration sont
respectées par les éoliennes.
La multiplication de
ces machines dans les zones rurales calmes risque ainsi d’entraîner 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, impliquant
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.
Ce dépassement est la raison de l’amendement au projet d’arrêté du
26 aout 2011, porté notamment par le syndicat des énergies renouvelables, qui a
introduit une dérogation à ce code en portant ce seuil à 35dBA pour les
éoliennes au lieu des 30dBA prévus dans le projet de texte,
au motif « que dans les zones
rurales calmes où les éoliennes sont généralement implantées, il leur est
difficile de respecter le seuil imposé par le code de la santé publique »,
selon la sénatrice Loisier qui l’a dénoncé dans sa question au
gouvernement.
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 de laPPE3 en matière d'EnRi.
