Électricité européenne : décarbonation réelle, désordre de marché, et la question des périmètres comptables

Note méthodologique. Trois constats souvent confondus structurent cet article. Premier : l'intensité carbone directe du mix électrique européen baisse réellement (213 gCO₂eq/kWh en 2024 selon Ember, contre 287 g cinq ans plus tôt). Deuxième : les mécanismes de marché présentent des dysfonctionnements croissants (heures à prix négatifs, écrêtements, pics gaziers lors des Dunkelflaute) dont le coût économique est documenté. Troisième : les périmètres de calcul officiels (méthodologie ENTSO-E, inventaires CCNUCC) excluent par construction quatre dimensions qui modifient les comparaisons entre filières sans inverser le sens général de la transition. Cet article documente ces constats sans en déduire un verdict unique. La trajectoire SMR-RNR française, qui modifie l'équation à horizon 2030-2045, est traitée dans une section dédiée.

Symptômes de marché

En 2024, les marchés spot européens ont enregistré 4 838 heures de prix négatifs cumulés, près du double des 2 442 heures de 2023 [FE][1]. Le premier trimestre 2026 a vu l'Espagne franchir 397 heures à elle seule, contre 48 sur la même période un an plus tôt [FE][2]. La France, longtemps protégée par son socle nucléaire pilotable, a suivi la même pente : 53 heures en 2023, 352 en 2024, 368 dès la mi-juillet 2025 selon la Commission de régulation de l'énergie [FE][3]. Les actifs sous obligation d'achat ou complément de rémunération perçoivent une prime indépendante du prix spot ; ils ont un intérêt rationnel à produire tant que la prime excède la perte de marché. Le signal-prix devient partiellement insensible pour la part subventionnée du parc. La CRE a engagé en 2025 une réflexion sur la révision de ces dispositifs [LA][4].

L'écrêtement est la contrepartie physique. RTE estime à 3 TWh la modulation française en 2025, doublement par rapport à 2024 [FE][5]. À l'échelle européenne, le rapport conjoint Beyond Fossil Fuels, E3G, Ember et IEEFA chiffre 7,2 milliards d'euros de production renouvelable perdue dans sept pays en 2024, avec environ 1 700 GW de projets en file d'attente de raccordement [FE][6]. La Bundesnetzagentur a documenté 1 389 GWh de production solaire écrêtés en 2024 en Allemagne (+97 % en un an), pour un coût total de gestion de la congestion de 2,776 milliards d'euros [FE][7]. Ces chiffres signalent un décalage entre la vitesse du déploiement renouvelable et celle de l'adaptation du réseau et des marchés de flexibilité, non un échec structurel.

Les épisodes de Dunkelflaute (anticyclones hivernaux à faible vent et faible ensoleillement) en sont l'autre face. Le 6 novembre 2024, en Allemagne, l'éolien et le solaire (capacités installées d'environ 72 et 94 GW) ont quasi cessé de produire ; le prix spot a atteint 820 €/MWh selon les données EPEX [FE][8]. L'épisode du 11-13 décembre 2024 a porté le prix journalier allemand au-dessus de 400 €/MWh, contre 173-177 €/MWh côté français [FE][9]. Sur ces fenêtres, les centrales à gaz, charbon et lignite produisent en continu : l'émission carbone marginale d'un kilowattheure consommé est très élevée, même si la moyenne annuelle continue de baisser. La Bundesnetzagentur a conclu en novembre 2025 à l'absence de comportement abusif dans la formation de ces pics : ils sont le résultat fonctionnel de l'architecture de marché actuelle [FE][10].

Quatre dimensions hors du périmètre comptable usuel

Les bilans officiels (RTE 21,3 gCO₂eq/kWh pour la France, Ember 213 g pour l'UE) mesurent les émissions directes de combustion, périmètre cohérent avec ENTSO-E et les inventaires CCNUCC. Quatre dimensions méritent d'y être ajoutées pour calibrer les comparaisons entre filières.

Carbone embarqué du stockage. L'UE a installé 27,1 GWh de nouvelles batteries en 2024 [FE][11]. Les évaluations en cycle de vie publiées en revue à comité de lecture convergent sur 48 à 127 kgCO₂eq par kWh de capacité installée pour les cellules lithium-ion stationnaires, l'écart s'expliquant par le mix électrique du fabricant [FE][12][13]. La phase d'extraction-production représente l'essentiel des impacts (autour de 75 %). Le rendement charge-décharge utility-scale est de 82 % en moyenne mensuelle observée par l'EIA [FE][14], et la durée de vie économique se situe entre 12 et 18 ans avant augmentation ou remplacement. Un système photovoltaïque associé à un stockage batterie de quatre heures émet typiquement 30 à 80 gCO₂eq/kWh livré sur son cycle de vie, contre 6-12 g pour le nucléaire en exploitation longue et 11-17 g pour l'éolien terrestre considéré isolément [FE][15][16]. L'écart est réel mais reste de plus d'un ordre de grandeur inférieur au gaz à cycle combiné (350-450 g). Une asymétrie méthodologique mérite mention : environ 80 % des batteries lithium-ion sont assemblées en Chine, dont le mix électrique est plus carboné. La même cellule LFP émet 27-64 kgCO₂eq/kWh en Norvège, 90-127 kg en Chine [FE][13]. La décarbonation européenne s'accompagne d'un déplacement partiel de l'empreinte amont vers la Chine, comptabilisé dans le bilan mondial mais pas dans les bilans nationaux.

Empreinte matière du réseau. L'AIE chiffre les besoins à 80 millions de kilomètres de lignes à construire ou rénover d'ici 2040, équivalent du réseau mondial existant, avec un doublement des investissements globaux à plus de 600 milliards de dollars par an [FE][17]. La Banque mondiale et l'AIE chiffrent à 6 à 11 fois la production mondiale 2010 d'acier, de cuivre et d'aluminium la quantité cumulée nécessaire à l'horizon 2050 pour les infrastructures de production renouvelable [FE][18]. L'enquête AIE 2024 documente un doublement des délais de livraison des câbles HT (2-3 ans) et des transformateurs (jusqu'à 4 ans), avec des hausses de prix de 100 % et 75 % respectivement depuis 2018 [FE][19]. Chine, Corée du Sud et Turquie représentent environ 50 % du marché mondial des transformateurs. Un réseau modernisé sert toutes les filières (électrification industrielle, mobilité, résilience), mais la spécificité du déploiement renouvelable est de demander davantage de longueur de réseau par MWh évacué, à laquelle s'ajoute le besoin de flexibilité interzonale.

Emprise foncière. L'ADEME établit que les centrales photovoltaïques au sol mobilisent 1 à 2 hectares par MWc, dont 25-40 % couverts de panneaux [FE][20]. Un parc éolien terrestre français occupe environ 0,3 à 0,5 hectare d'emprise directe par MW, avec zones d'effet de 5-10 hectares. Le nucléaire occupe de l'ordre de 0,1 hectare par MW installé. Atteindre 100 GW de photovoltaïque à horizon 2050 mobiliserait environ 1 400 km² selon les hypothèses ADEME [LA][21]. L'éolien terrestre représente déjà 1,5 % de l'artificialisation française pour une production qui plafonne autour de 10 % du mix. Ces volumes sont à mettre en perspective : 28 millions d'hectares de SAU, 17 millions d'hectares de forêts, artificialisation totale française progressant d'environ 20 000 hectares par an, principalement habitat et transports. L'enjeu n'est pas le pourcentage absolu mais la localisation des conflits d'usage : zones favorables au PV recoupant les terres agricoles, zones favorables à l'éolien recoupant des paysages à forte valeur patrimoniale ou écologique.

Modification de l'albédo et effet d'îlot de chaleur photovoltaïque. Quatrième dimension, la moins documentée dans les études d'impact réglementaires en France et en Europe : la modification radicale du bilan radiatif des sols couverts par des installations PV. L'albédo d'un panneau solaire est de l'ordre de 0,05 à 0,10, contre 0,20…