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Éolien-photovoltaïque : l’insoutenable fardeau d’un doublon intermittent
Jean Pierre Riou*
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La situation en France (à gauche) et en Allemagne (à droite) le 14 août 2025(Source)
Le développement des énergies intermittentes, décidé unilatéralement par l’Allemagne avec l’appui de la Commission européenne, montre chaque jour davantage son peu d’aptitude à équilibrer un réseau électrique. La France, en passe de lui sacrifier le principal atout de sa compétitivité, se trouve aujourd’hui à la croisée des chemins.
La France est le plus gros exportateur MONDIAL d’électricité quasiment chaque année depuis 1990, tandis qu’elle connait une baisse structurelle de la consommation due à l’efficacité énergétique et à une sobriété notamment liée aux difficultés de ses entreprises et au prix de l’électricité. Ce phénomène s’observe dans toute l’UE dont production d’électricité est stable depuis 20 ans avec 2701 TWh (net) en 2022 contre 2755 TWh en 2003, malgré une timide augmentation en 2024 dont les 2725 TWh n’en reste pas moins inférieur aux 2844 TWh de 2008.
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(Source : Eurostat)
Cette production est restée inchangée depuis 2000 malgré l’augmentation de 70,6 % de la puissance installée par l’ajout de 394 GW solaire-éolien aux 600,7 GW pilotables auxquels ce doublon intermittent n’a donc pas permis de retrancher le moindre MW pilotable, puisque sa puissance était de 639,4 GW en 2022, ainsi que l’illustrent ci-dessous les chiffres d'Eurostat.
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Ce qui trahit l’unique effet du développement de ce doublon intermittent qui est de réduire le facteur de charge du parc pilotable, car l’absence de stockage à l’échelle des besoins exclut toujours la possibilité d’en fermer le moindre MW installé pour répondre aux périodes prolongées sans vent ni soleil.
Et montre du même coup que toute réponse à une augmentation ultérieure de la consommation implique le dimensionnement du parc pilotable, et non l'accroissement des énergies intermittentes.
En 1986, EDF, qui achevait avant l’heure la décarbonation de son mix électrique, présentait la première esquisse de son réacteur du futur, le REP 2000. Sa conception « évolutionnaire » et non « révolutionnaire » visait à optimiser la puissance et les coûts du renouvellement de son parc.
Dans le cadre d’une coopération accrue entre la France et l’Allemagne, « Framatome (aujourd’hui Areva NP) et Siemens ont créé, en 1989, une filiale commune en charge du développement d’un réacteur à eau sous pression de nouvelle génération. Ils ont été rapidement rejoints par EDF et les électriciens allemands », ainsi que le rappelle l’IRSN. Cette coopération a lourdement accru la difficulté en combinant technologies et normes de sécurité françaises et allemandes, en enfantant un monstre de 1650 MW destiné à être le plus sûr au monde, avant que la coalition écologiste allemande (Bündnis 90/Die Grünen) ne décide unilatéralement de se désengager du nucléaire en 2002, amenant Siemens à s’éloigner du projet et à l’abandonner complètement en 2009.
Parallèlement, l’Allemagne décidait, avec la complicité de la Commission européenne, de promouvoir un concept fourre tout, archaïque et trompeur, celui d’ « énergies renouvelables » destiné à marginaliser le parc électrique français, pourtant décarboné à plus de 90 % depuis 1990 grâce à son parc nucléaire-hydraulique, et à cautionner l’injonction contre-nature des Directives européennes de développer des énergies intermittentes pour assurer la stabilité du réseau européen.
Cette révolution impliquait plusieurs décisions lourdes de conséquences
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La multiplication des interconnexions pour tenter de valoriser les surplus aléatoires toujours plus loin vers des régions toujours moins sûres.
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Le remaniement des réseaux nationaux afin de refouler, vers le réseau RTE, des records de production raccordés à un réseau de distribution qui n’était prévu que pour fonctionner dans l’autre sens en distribuant des quantités moins importantes aux consommateurs.
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L’adaptation de ces réseaux à l’instabilité chronique des EnR, par le développement du « grid forming » dont l’insuffisance est mise en cause dans le blackout qui a frappé la péninsule ibérique.
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Le développement d’un marché ouvert de l’électricité qui interdit de refuser ces surplus indésirables tant que les interconnexions ne sont pas saturées.
Ce dernier point n’étant pas le moindre en raison du véritable dumping subventionné qui entraîne l’écroulement des cours dont la multiplication des prix négatifs est le symptôme le plus visible, avec déjà 370 heures en 2025, contre 4 en 2017 et 13 en 2018. Ce dumping interdisant désormais la rentabilité de tout moyen de production qui ne serait pas subventionné par le contribuable.
Cette situation a été dénoncée le 7 avril 2025 par l’Entsoe dans son analyse prospective du réseau européen dont il est gestionnaire dans une « Évaluation de l'adéquation des ressources européennes » (ERAA) à horizon 2035 et dans laquelle il attire l’attention sur les « risques importants » qui menacent le système électrique européen, en raison de la perte de viabilité économique des capacités pilotables, dites « flexibles » : « 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. » Cette modélisation ERAA considère que plus de 50 GW de nouveaux investissements dans des capacités flexibles de gaz fossile seraient utiles pour « garantir l'adéquation des capacités pendant les périodes de pointe ou de faible apport en EnR ». Pire, la ministre allemande de l’économie Katherina Reiche réclame aujourd’hui la construction de 20 nouveaux GW de centrales au gaz avant 2030 pour garantir l’approvisionnement électrique d’un secteur industriel allemand en crise.
C’est ainsi que non seulement le développement des EnR n’a pas permis de réduire la puissance pilotable, mais elles compromettent dangereusement la rentabilité de moyens dont on ne peut se passer, y compris du nucléaire, pourtant 3 fois moins émetteur de CO2 que l’éolien et 10 fois moins que le solaire, selon les propres chiffres de l’ADEME.
Mais si on comprend la nécessité pour des pays comme l’Allemagne d’entretenir un doublon pilotable intégral pour sécuriser son parc intermittent éolien-solaire, on comprend moins la nécessité pour la France, qui a déjà décarboné son mix électrique avec son parc nucléaire-hydraulique, de subventionner un doublon intermittent qui l’oblige, de surcroît, à investir des centaines de milliards d’euros dans leur raccordement, dont 37 milliards pour celui du seul éolien en mer, et dans la restructuration de son réseau, alors que son parc de production est déjà clairement surcapacitaire.
Ce doublon a pour principal effet de baisser le facteur de charge de notre parc déjà décarboné et notamment nucléaire qui s’efface régulièrement devant la production d’EnR, particulièrement les weekends estivaux comme celui du 3 août à 14 h où sa modulation à la baisse a atteint 19,1 GW, soit 30 % de sa puissance installée, comme le montre le site de RTE ci-dessous, après un début de journée à plus de 40 GW.
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Cette modulation à 14 h était en relation avec des prix négatifs de 10 h à 18 h, qui auraient amené EDF à devoir payer pour produire davantage.
Un moratoire sur les énergies renouvelables avait été inscrit dans la loi dite Gremillet, rejetée en bloc le 24 juin. Un tel moratoire, hélas, ne permettrait même plus au nouveau nucléaire français de se passer de contrats privilégiés comparables à ceux dont bénéficient les EnR en raison de l’état du marché désormais cannibalisé par les EnR. Et le traité de l’UE sur le libre échange des marchandises ne permet pas à la France de refuser ce dumping des MWh étrangers.
D’autre part, le règlement électricité (UE) 2019/943 impose aux États membres de mettre en œuvre la disponibilité de 70 % de leur capacité d’interconnexion pour les échanges transfrontaliers. Or, contrairement aux Directives, les règlements sont immédiatement contraignants pour les États. Enfin, l’article 4 point d du règlement (UE) 2018/1999 impose aux États une capacité d’interconnexion de 10 % de leur puissance de production en 2020 et de 15 % en 2030, afin de faciliter cette concurrence des EnR en faisant converger les prix lors de leurs fortes productions.
Pour autant la question doit être posée de la plus-value supposée qu’apporteraient de nouvelles éoliennes ou panneaux solaires à notre mix national déjà en surcapacité et plus gros exportateur d’électricité du MONDE quasiment chaque année depuis 1990.
La double question est de savoir si la France peut abandonner, ou non, l’Allemagne en rase campagne dans sa dangereuse course à l’intermittence en optant pour un mix plus compétitif qui favoriserait ses propres entreprises, tout en cessant de jouer le jeu allemand à coups de centaines de milliards d’euros destinés à intégrer toujours plus d’intermittence. Et d’autre part de cesser, ou non, de subventionner leur filière, désormais mature, pour l’encourager à pratiquer son véritable dumping à l’encontre du parc nucléaire.
On comprend bien que cette filière s’impatiente et fasse pression pour une rapide publication de la nouvelle programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) qui engagera la France dans de nouveaux appels d’offre pour les 10 prochaines années. Les menaces de dissolution du gouvernement expliquent l’avortement de la tentative de faire passer en force cette PPE3 dans la nuit du 1er août.
Le glas des EnR en France avouerait l’aveuglement de 20 ans d’une politique erratique. Une fuite en avant déclencherait la foudre politique contre les charges durables d’un doublon contreproductif.
Des 2 côtés, le mal est infini.
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* Jean Pierre Riou est chroniqueur indépendant sur l'énergie. Membre du bureau énergie du collectif Science Technologies Actions. Rédacteur du blog lemontchampot.blogspot.com.
Source : Le Mont Champot: l’insoutenable fardeau d’un doublon intermittent
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