Quand l’électricité vaut moins que rien : le piège français des renouvelables intermittentes

Résumé

Le système électrique français produit aujourd'hui une électricité décarbonée à plus de quatre-vingt-quinze pour cent, exporte un volume record de quatre-vingt-douze térawattheures par an, et voit néanmoins ses prix horaires plonger jusqu'à moins deux cents euros le mégawattheure les week-ends ensoleillés. Cet apparent paradoxe trouve une explication largement convergente dans les analyses récentes : la pénétration accélérée des renouvelables intermittentes dans un mix dont la structure historique avait été dimensionnée selon une autre logique. La cannibalisation des prix de capture est désormais documentée par RTE, par la Commission de régulation de l'énergie et par la Cour des comptes : cinq cent treize heures à prix négatif en 2025 contre cent quarante-sept en 2023, charges de service public qui passent de dix virgule neuf à douze virgule quatre-vingt-quatorze milliards d'euros entre 2025 et 2026, tarif d'obligation d'achat moyen à cent soixante-quatorze euros par mégawattheure pour 2026 quand le coût complet du nucléaire historique se situe entre quarante-deux et soixante-cinq euros, schéma décennal RTE chiffré à cent milliards d'euros sur quinze ans. À ces coûts directs s'ajoute la dégradation de la rentabilité d'EDF, dont le résultat net recule de onze virgule quatre à huit virgule quatre milliards d'euros entre 2024 et 2025, sous l'effet conjugué de la baisse des prix de marché, des chantiers internationaux et d'une pression fiscale renforcée. Le black-out ibérique du 28 avril 2025, dont le rapport ENTSO-E final du 20 mars 2026 récuse explicitement la lecture mono-causale "ENRi égale panne", illustre néanmoins les exigences techniques accrues qu'imposent les systèmes électriques à forte part d'onduleurs : inertie synchrone réduite, services de réglage de tension à reconstruire, marges de sécurité à dimensionner. Cet article soutient qu'une stratégie cohérente avec ce que la physique et l'économie du système électrique français enseignent passe par cinq inflexions : révision à la baisse des objectifs ENRi de la PPE3, prolongation maximale du parc REP existant, accélération du programme EPR2, valorisation des STEP et des barrages, relance d'un programme de réacteurs à neutrons rapides. Cette voie pilotable, que le débat public a largement laissée de côté derrière une grammaire morale importée d'Allemagne, mérite d'être réexaminée à la lumière des données économiques, physiques et stratégiques d'un mix déjà décarboné qui doit désormais soutenir l'électrification massive des usages thermiques.

Introduction. Quand l'électricité vaut moins que rien

Un dimanche de printemps, vers quatorze heures, sur le marché spot français de l'électricité, le prix horaire plonge à moins deux cents euros le mégawattheure. Aucun consommateur résidentiel ne le remarquera : son tarif réglementé restera bloqué autour de cent quatre-vingt-quatorze euros par mégawattheure toutes taxes comprises, et l'événement n'apparaîtra qu'incidemment dans la chronique des marchés. Pourtant, ce chiffre négatif documente une réalité physique qu'il vaut la peine de nommer : à cet instant précis, le signal de marché indique qu'une production supplémentaire d'électricité a une valeur marginale négative pour le système. Pour le formuler plus directement : le système accepte de payer pour faire disparaître les mégawattheures excédentaires, parce que la consommation domestique est tombée à son étiage hebdomadaire, parce que les centrales solaires injectent simultanément leur puissance maximale, parce que les éoliennes profitent d'une brise fraîche, parce que le parc nucléaire ne peut moduler à la baisse au-delà d'un certain seuil sans coûts de redémarrage prohibitifs, et parce que les interconnexions avec les voisins européens, eux-mêmes saturés par des productions photovoltaïques concomitantes, refusent d'absorber le surplus.

Cet épisode, qui ne relève plus de l'incident mais du régime, condense ce que les bilans publiés par RTE, par la Commission de régulation de l'énergie, par la Cour des comptes et par l'Académie des sciences documentent désormais avec précision. La France a importé d'Allemagne, par alignement réglementaire et politique sur un modèle initialement pensé pour des systèmes encore fortement carbonés, un schéma d'expansion des renouvelables intermittentes qui s'enracinait dans une logique de substitution au charbon et au lignite. Elle l'a appliqué à un parc déjà décarboné. Le résultat est un système qui exporte massivement, qui produit en abondance, qui détruit néanmoins sa propre valeur économique heure après heure, qui transfère le coût de cette destruction sur le contribuable via un mécanisme de charges de service public dont le montant cumulé depuis 2003 approche les quarante-six milliards d'euros pour le seul soutien à l'éolien et au photovoltaïque, et qui voit la rentabilité de son opérateur public se dégrader semestre après semestre tandis que se profilent près de cinq cents milliards d'euros d'investissements à engager d'ici 2040.

Le débat français sur le mix électrique souffre d'une confusion fondatrice. Cette confusion consiste à comparer des moyens de production par leur seul coût de revient actualisé, le LCOE, comme si une électricité était simplement substituable à une autre. Cette grammaire a permis de construire le récit selon lequel les renouvelables intermittentes seraient devenues moins chères que le nucléaire et qu'il suffirait dès lors de les déployer massivement pour produire une électricité abondante et bon marché. Le raisonnement est élégant ; il méconnaît la nature de l'électricité, qui n'est pas un bien comme un autre. Un kilowattheure produit à quatorze heures un dimanche férié de juin ne vaut pas la même chose qu'un kilowattheure produit à dix-neuf heures un mardi de janvier sous une vague de froid. La théorie économique de l'électricité, développée depuis les années 2010 par les travaux de Lion Hirth, de Falko Ueckerdt ou de Paul Joskow, l'a établi avec une netteté que la communication politique a soigneusement ignorée : la valeur d'un mégawattheure dépend de l'instant, du lieu, et de la conjonction de l'offre et de la demande au moment même de sa production. Elle dépend aussi, et c'est ce que la France apprend à ses dépens depuis 2023, de la quantité d'autres mégawattheures produits par les mêmes moyens au même moment.

Cet article propose de reprendre la question par sa formulation correcte. Il ne s'agit pas de demander si les renouvelables intermittentes coûtent moins cher que le nucléaire, mais de comprendre ce qu'elles font, en pénétration croissante, à la structure de valeur d'un système électrique. Il s'agit ensuite de demander si la France, dotée d'une architecture pilotable héritée des choix gaulliens des années 1970 et complétée par un parc hydraulique parmi les plus denses d'Europe, a quoi que ce soit à gagner à dégrader cette architecture par adjonction massive de production fatale. La voie économiquement et environnementalement rationnelle pour la France est celle d'un système pilotable consolidé, articulé autour des réacteurs à eau pressurisée existants, des EPR2 en construction, du parc hydraulique et de ses stations de transfert d'énergie par pompage, et à plus long terme des réacteurs à neutrons rapides dont la France conserve, pour quelques années encore, les compétences industrielles.

I. L'angle mort du LCOE

Le LCOE, ou coût actualisé de l'électricité, mesure le coût moyen sur la durée de vie d'une installation. C'est un outil de calcul d'investissement légitime, à condition de l'utiliser pour ce qu'il est. Il n'est pas un indicateur de coût pour le système électrique pris dans son ensemble, parce qu'il ignore quatre dimensions sans lesquelles aucun jugement économique sur le mix ne peut être formulé : la valeur de l'électricité produite, les coûts induits sur le reste du système, l'asymétrie entre production fatale et production pilotable, et les services système non rémunérés par le marché de l'énergie pure.

La première de ces dimensions est celle de la valeur. Un mégawattheure n'a pas un prix unique : il a un prix horaire, qui résulte de l'équilibre instantané entre l'offre et la demande sur le marché de gros. Lorsque la pénétration d'une technologie de production fatale, photovoltaïque ou éolien, devient significative, cette technologie produit massivement aux mêmes heures, ce qui déprime le prix de marché précisément aux heures où elle injecte. Le revenu unitaire perçu par chaque mégawattheure produit, ce que la littérature économique nomme le prix de capture, s'effondre alors par rapport au prix moyen du marché. Lion Hirth a documenté ce phénomène dès 2013 : à mesure que la pénétration du solaire augmente, le prix de capture du solaire baisse plus vite que le prix moyen, ce qui signifie que la valeur d'un mégawattheure solaire diminue à mesure qu'on en installe davantage. Le phénomène porte un nom, la cannibalisation, et il n'est pas une particularité française : c'est la conséquence mécanique de l'introduction d'une production temporellement corrélée dans un système où la demande ne suit pas la même temporalité.

La deuxième dimension est celle des coûts système. Une centrale photovoltaïque ne produit pas indépendamment du reste : elle exige des renforcements de réseau, des capacités de réserve, des moyens de pilotage pour absorber ses excédents, et un système de back-up pour les heures où elle ne produit pas. L'OCDE, à travers son Agence pour l'énergie nucléaire, a chiffré ces coûts système depuis 2012 : selon les niveaux de pénétration, ils peuvent ajouter de dix à cinquante euros par mégawattheure au LCOE des renouvelables intermittentes, parfois davantage au-delà de quarante pour cent de pénétration. Ces coûts ne disparaissent pas : ils sont seulement déplacés du producteur intermittent vers le gestionnaire de réseau, le contribuable ou le consommateur final.

La troisième dimension est celle de l'asymétrie entre production fatale et production pilotable. Une centrale nucléaire, un barrage hydraulique avec réservoir, une station de transfert d'énergie par pompage produisent quand le système le demande. Une éolienne ou un panneau solaire produisent quand la nature le permet. Cette différence n'est pas accessoire : elle conditionne la nature même du service rendu. L'AIE a tenté en 2020 de corriger cette asymétrie en proposant le VALCOE, qui ajuste le LCOE par la valeur effective du moment de production. La conclusion est convergente dans la littérature spécialisée : à pénétration croissante, le VALCOE du photovoltaïque et de l'éolien tend à augmenter, là où celui du nucléaire reste stable.

La quatrième dimension, plus négligée, concerne les services système. Un réseau électrique alternatif fonctionne à fréquence stable. Cette stabilité est produite, à chaque seconde, par les masses tournantes des alternateurs synchrones que sont les turbines des centrales nucléaires, hydrauliques et thermiques. Ces masses fournissent l'inertie synchrone, capacité physique du système à amortir les écarts soudains entre production et consommation par leur seule rotation. Une éolienne couplée au réseau par un onduleur de puissance, un panneau solaire raccordé par un convertisseur, ne fournissent pas d'inertie synchrone. Ce n'est pas un défaut technologique corrigeable à coût modeste : c'est une propriété physique des onduleurs. Plus la part des moyens connectés par onduleurs croît, plus l'inertie totale diminue, et plus le système devient sensible aux perturbations. Cette dimension n'apparaît dans aucun LCOE.

Le tableau est analytique, non comptable. Il décrit la loi qui gouverne l'évolution des prix de capture à mesure qu'on déploie davantage de production fatale. Cette loi a été observée dans tous les systèmes électriques européens où la pénétration des ENRi a dépassé un seuil significatif. Elle se vérifie en Allemagne depuis 2018, au Danemark depuis 2015, en Espagne depuis 2023. Elle se vérifie désormais en France.

II. La cannibalisation comme régime. Le diagnostic français 2023-2026

Le bilan électrique 2025 publié par RTE en février 2026 livre une photographie d'une grande netteté. La production française d'électricité a atteint cinq cent quarante-sept térawattheures, dont cinq cent vingt et un térawattheures de production bas-carbone. La consommation est restée stable, à un niveau inférieur de six pour cent à celui d'avant la crise sanitaire. Les exportations nettes ont atteint quatre-vingt-douze térawattheures, un record absolu. Le prix spot moyen annuel s'est établi à soixante et un euros par mégawattheure. Tout cela compose, dans le récit officiel, le tableau d'un système performant.

Ce tableau d'ensemble masque une déformation interne désormais documentée. En 2025, la France a connu cinq cent treize heures à prix négatif sur le marché spot, contre trois cent cinquante-deux en 2024 et seulement cent quarante-sept en 2023. La progression sur deux ans est de plus de deux cent cinquante pour cent. En parallèle, mille huit cent sept heures ont atteint ou dépassé cent euros par mégawattheure. Le système ne s'aplatit pas autour d'un prix moyen : il se déforme, ses extrémités s'écartent, et l'écart moyen entre prix horaire minimum et prix horaire maximum d'une même journée s'établit désormais à quatre-vingt-dix euros par mégawattheure, contre vingt-quatre euros en 2019. Cette déformation est le signe physique de la cannibalisation : le système produit massivement aux mauvaises heures et insuffisamment aux bonnes.

La moyenne des prix négatifs en 2025 s'est établie à moins six virgule cinq euros par mégawattheure, ce qui pourrait laisser croire que le phénomène est anecdotique. Cette moyenne dissimule l'essentiel. Quatorze pour cent des heures à prix négatif ont vu le prix descendre sous moins dix euros par mégawattheure, et la queue de distribution descend bien plus bas. Sur le marché horaire EPEX SPOT, dont le plancher technique est fixé à moins cinq cents euros par mégawattheure, des prix horaires inférieurs à moins cent euros et parfois inférieurs à moins deux cents euros par mégawattheure ont été observés à plusieurs reprises en France au cours des derniers vingt-quatre mois, lors de week-ends ensoleillés et venteux où la consommation atteint son étiage. Ces pointes ne sont pas des accidents : elles sont la valorisation de marché d'une réalité physique. Lorsqu'un parc atteint un niveau d'injection que la demande ne peut absorber et que les interconnexions ne peuvent évacuer, le système doit littéralement payer pour faire disparaître la puissance excédentaire.

Cette valeur négative tient à un mécanisme précis. Les producteurs d'électricité renouvelable bénéficiant de contrats d'obligation d'achat ou de complément de rémunération, c'est-à-dire la quasi-totalité du parc éolien et photovoltaïque français déployé jusque récemment, perçoivent un tarif fixe par mégawattheure produit, indépendamment du prix de marché. Lorsque le prix devient négatif, ils peuvent même, dans certains cas, continuer à produire sans en supporter la perte, l'État compensant l'écart. Ces installations n'ont alors aucune incitation économique à s'arrêter, même lorsque leur production aggrave le déséquilibre du réseau. Elles produisent à tout prix, au sens littéral. La Commission de régulation de l'énergie a estimé à quatre-vingts millions d'euros le coût budgétaire de cette particularité au seul premier semestre 2024. Le régulateur a souligné, dans sa délibération de juin 2025, que la France était le seul pays européen à indemniser ses producteurs renouvelables lors des heures de prix négatif, là où l'Allemagne se contente de prolonger la durée du contrat sans verser d'argent durant ces heures.

Le phénomène ne s'éteindra pas spontanément. RTE a documenté le doublement, entre 2024 et 2025, du volume de modulation des parcs solaires et éoliens lors d'épisodes de prix négatifs, atteignant environ trois térawattheures. Le déploiement annoncé par la PPE3 prévoit une croissance continue : six gigawatts de capacités photovoltaïques supplémentaires installés en 2025, et l'éolien marin appelé à passer de un virgule cinq à dix-huit gigawatts en 2035 puis à quarante-cinq gigawatts en 2050. À chaque incrément, la fréquence et la profondeur des épisodes de cannibalisation s'accroissent.

III. Le 28 avril 2025. Ce que dit ENTSO-E, et ce que la France peut en retenir

Le lundi 28 avril 2025, à douze heures trente-trois, l'Espagne et le Portugal connaissent une coupure totale d'électricité dont la durée dépasse douze heures, avec des effets propagés au sud-ouest de la France où la centrale nucléaire de Golfech se met automatiquement à l'arrêt. C'est, selon le rapport final publié le 20 mars 2026 par le panel d'experts mandaté par le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport (ENTSO-E), le plus grave incident électrique survenu en Europe depuis vingt ans, et le premier de son genre.

Le rapport formule un diagnostic prudent dont il importe de respecter la formulation. La panne n'est pas causée, écrit le panel, par la part des renouvelables dans le mix au moment de l'incident, qui correspondait à des configurations déjà observées en 2024 et 2025 sans incident. Elle résulte d'une combinaison de facteurs interagissant : oscillations, défauts de contrôle de la tension et de la puissance réactive, divergences de pratiques de réglage, réductions rapides de production, déconnexions de générateurs, capacités de stabilisation insuffisantes. Sur les quarante-trois réactances shunt installées sur le réseau de transport espagnol, treize seulement étaient en service le matin du 28 avril ; sur les onze portugaises, trois étaient en service. Le réglage de tension assuré par certains moyens conventionnels au gaz était en écart par rapport à l'attendu. La cause directe n'est pas la pénétration ENRi en tant que telle, mais l'insuffisance des moyens de stabilisation face aux conditions de marche du jour.

Le rapport souligne cependant un point dont les implications systémiques méritent attention. Il indique qu'une plus grande pénétration des moyens de production conventionnels aurait permis de stabiliser plus facil…