Le récent décret validant la
PPE3 entérine la continuité de la mutation de notre mix électrique. Loin d'une simple mise à jour technique,
cette programmation semble sceller l'alignement de la stratégie énergétique française sur le modèle outre-Rhin : toujours plus d' EnRi / moins de nucléaire ! Ce basculement, perçu par beaucoup comme une renonciation à l'exception nucléaire historique de la France, suggère que
les centres de décision se sont déplacés définitivement vers Berlin et ses relais d'influence nationaux.
Cette trajectoire imposera une mobilisation financière sans précédent — le fameux « pognon de dingue » — estimé à plusieurs centaines de milliards d'euros sur les trois prochaines décennies. Ce fardeau, supporté par le contribuable, le consommateur et les générations futures, se décompose en plusieurs postes critiques :
Soutien massif aux EnRi : des mécanismes de subventions garantis pour assurer la rentabilité d'opérateurs privés, les écornifleurs du vent et du soleil,
Restructuration lourde des réseaux : l'adaptation des réseaux de transport — RTE et de distribution — Enedis, pour absorber une production décentralisée et fatale nécessite des investissements colossaux.
La surproduction négative : la place de 1er exportateur mondial d'électricité aura coûté « un surcoût de 8,8 Md€ pour les consommateurs français sert à décarboner les mix électriques de nos voisins avec nos EnR, comme l’a justement remarqué RTE dans son bilan 2025. »
La dégradation des finances publiques
Ainsi, chaque euro injecté dans cette transition forcée est un euro soustrait à d'autres priorités vitales. Ce choix énergétique se fait au détriment :
Du réarmement régalien — Défense et sécurité.
De la souveraineté numérique — Intelligence artificielle, infrastructures de données.
Des services publics fondamentaux — Santé, Instruction, etc.
Au-delà des cercles de lobbies satisfaits, le grand vainqueur de cette programmation n'est pas européen : la Chine remercie l' Union européenne et la France !
En imposant une accélération de l'éolien, du photovoltaïque et de la mobilité électrique, la PPE3 offre encore un peu plus un marché captif à l'industrie chinoise.
Mais, il ne faut pas écarter l'idée que, ce choix profite politiquement à un parti favori de l'élection présidentielle et, qui se présente comme... anti EnRi !?...
À suivre...
Bonsoir et bonne chance.
php
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EDF : un modèle qui dérange
Jean Pierre Riou
Depuis la séparation entre EDF SA et EDF Renouvelables, les Bilans d'EDF SA ne font plus état que de la production des centrales conventionnelles et pilotables. Il s'avère que cette production, qui suffirait à elle seule à satisfaire les besoins de la consommation quasiment chaque année depuis 1995, est bien plus décarbonée que la totalité du mix français malgré ses milliers d'éoliennes et de panneaux solaires.
Les chiffres qui vont suivre sont fastidieux. Chacun d’eux doit pourtant être lu attentivement pour comprendre la portée de l’analyse de l’évolution depuis 1980 du mix électrique d’EDF, aujourd’hui confronté aux injonctions de Bruxelles. Contrairement à la multiplication d’hypothétiques scénarios dont les coûts d’intégration se chiffrent en centaines de milliards, ces chiffres mettent en lumière les prouesses concrètement réalisées par notre fleuron national, entièrement financées par la vente d’une électricité dont le monde nous enviait pourtant le prix.
Cette analyse sera mise en parallèle avec les coups qui lui sont portés, depuis février 2000, par Bruxelles dont l’obsession semble être de nous priver de l’avantage compétitif qu’EDF nous confère sur nos voisins.
1ère partie EDF : un mix modèle, 99% bas carbone
EDF vient de publier le bilan de son activité 2024 en France. L’entreprise met en avant la proportion de 99% de production bas carbone, sans recours au renouvelable intermittent
L’indication de 0,0001 TWh éolien avec 6 MW installés, soit la puissance de 2 éoliennes modernes, interpelle dans la mesure où les énergies renouvelables intermittentes sont exploitées par une filiale distincte d’EDF : «
EDF Renouvelables » qui fait état de ses 2059 MW éoliens installés en France en
2024 dans ses
publications.
Cette production d’EDF, intégralement pilotable est restée insuffisante pour satisfaire les 442,2 TWh de la consommation brute
2024, notamment en raison de l’engagement électoral de fermer les 2 réacteurs de Fessenheim en
2020, pourtant considérés «
favorablement par rapport à la moyenne nationale dans les domaines de la sûreté et de l’environnement » par l’
ASNR — Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection.
EDF en chiffres EDF a également publié les chiffres de ses propres productions depuis
1948, lesquelles ne concernent que le nucléaire, l’hydraulique et le thermique à flamme.
Ces chiffres ont été retranscrits dans l’illustration personnelle reproduite ci-dessous avec le repère horizontal des 450 TWh qui représente grosso modo la consommation
2024.
Cette illustration montre la montée en puissance du parc nucléaire, qui n’a atteint sa pleine capacité qu’en 2002, en répondant en 15 ans à l’explosion de la consommation depuis 1980 quand le thermique fossile représentait 42,5% du mix. Ce dernier a été réduit dans le même temps à moins de 5% annuellement depuis 1995. Sans le moindre panneau solaire et… avec 0,0001% d’éolien !
Malgré une production hydraulique amputée par Bruxelles Il est important de noter que les ressources hydrauliques sont également exploitées par la Compagnie nationale du Rhône —
CNR, et la société hydroélectrique du midi —
SHEM, qui ont retrouvé leur
statut d’avant-guerre de producteur indépendant depuis loi du
10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité, entraînant ainsi la
séparation comptable de ces entreprises. Et qu’avec un parc hydraulique de 3106 MW, la CNR produit actuellement 25% de
l’électricité hydraulique française. En
2005, le groupe Suez rachetait 40% de la CNR et 59,63% de la SHEM en
2006, le groupe produisant alors 35% de l’électricité hydraulique en France, selon
Le Monde.
Ce qui explique le chiffre EDF, avec seulement 42,942 TWh hydraulique en 2024 sur les
75,1TW produits en France. On démontre ainsi qu’avec ces 32,2 TWh supplémentaires, qui faisaient partie du périmètre d’EDF avant
2000,
quasiment chaque année la seule production d’EDF aurait suffi à satisfaire toute la consommation, avec une intensité carbone encore inférieure.
Il est également important de constater que
l’explosion de la consommation annoncée depuis des années ne correspond pas à la réduction régulière constatée depuis
15 ans. Et ceci malgré l’étonnante occultation de l’impact de la réduction de consommation d’une
vingtaine de TWh/an supplémentaires supprimés, quand l’usine d’enrichissement de l’uranium Georges Besse1 — diffusion gazeuse, a été remplacée par l’usine Georges Besse2 — ultracentrifugation.
La concurrence La production d’EDF est complétée par la montée en puissance de la concurrence, notamment depuis le
1 juillet 2007, qui achève la
libéralisation du marché en
autorisant le fournisseur alternatif à livrer directement son électricité aux particuliers. La concurrence s’y est engouffrée avec notamment Engie, TotalÉnergies, le Suédois Vattenfall ou GazelÉnergie, filiale du groupe EPH du milliardaire tchèque
Daniel Kretinsky, qui
verdit son image en investissant dans les renouvelables et le gaz après avoir fait fortune avec le charbon.
C’est ainsi que le
bilan RTE 2024 fait état d’une production globale bien supérieure, comportant notamment 150 TWh d’électricité renouvelable, production qui reste cependant carbonée en atteignant pour la 1 ère fois 95% en
2024.
EDF SA aura donc produit 415 TWh sur les 539 TWh 2024. Les 124 TWh restant produits par la concurrence sont ainsi composés de 107,1 TWh renouvelables — 150 TWh moins les 42,9 TWh hydrauliques d’EDF SA, et de 17,35 TWh thermiques — 20 TWh moins les 2,65 TWh thermiques d’EDF SA.
La concurrence d’EDF SA aura ainsi produit 17,35 TWh fossiles et 107,1 TWh renouvelables.
Soit une électricité 86,1% bas carbone pour 124,45 TWh, dont la totalité de la production éolienne et solaire française, pour compléter une production 99% bas carbone d’EDF SA sans productions éolienne et solaire.
Le refoulement à perte des surplus La France, qui était déjà
1er exportateur mondial quasiment chaque année depuis au moins
1990 — 27 fois en 35 ans, surclasse désormais tous ses concurrents, avec 89 TWh en 2014 contre 33 TWh pour la Suède et plus encore, avec 92 TWh en
2025. Selon les
douanes françaises, ces exportations sont vendues au prix moyen de 66,19€/MWh ces 12 derniers mois, soit à perte, à un prix inférieur au prix unitaire moyen des énergies renouvelables soutenues financièrement en
2025 qui est de 85,62 €/MWh selon la Commission de régulation de l’énergie —
CRE. Les contrats à terme pour une livraison en
2027 sont négociés en France ce 12 janvier au prix
50,31€/MW.
Partie 2 - EDF qui dérange
En
mai 2007,
Marcel Boiteux expliquait, 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 encontre. La chronique de cette descente aux enfers est relatée dans EDF l’exécution d’un
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 — principe de subsidiarité en termes d’énergie définit dans le traité de Lisbonne.
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 en 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 l’intérêt du recours à l’atome pour préserver sa compétitivité.
Au lieu de d’écouter l’avertissement de A.C. Lacoste, Président de l’Autorité de sûreté nucléaire française, qui rappelait en
2007 la nécessité de disposer d’une puissance pilotable résiliente, 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 — la France, pour sa part s’est dangereusement séparée de 12 GW pilotables depuis
2012, sans compenser cette fragilisation par un backup suffisant des productions pilotables.
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, afin de réduire le facteur de charge du fossile et ses émissions de CO2. Les épisodes de prix négatifs en Europe —
573 heures en 2025 résultent de ses surplus aléatoires, comme de ceux de l’Espagne et du Danemark, et à fragiliser son réseau électrique. L’approvisionnement allemand est de plus devenu importateur net d’électricité. Sa vulnérabilité aux épisodes sans vent ni soleil est à l’origine du besoin, exprimé par le gouvernement allemand, d’un besoin de
20 GW de centrales gaz supplémentaires, l’UE ayant donné son accord pour
12 GW.
Un record mondial de la vente à perte La surcapacité de production aléatoire française contribue elle-même à cette explosion des heures à prix négatifs —
513 heures en 2025, avec de plus un nombre équivalent d’heures de prix positifs inférieurs à un euro. Cette situation a placé la France, qui était déjà le plus gros exportateur mondial d’électricité quasiment chaque année depuis 1990, loin devant ses concurrents avec 89 TWh de solde net d’exportation en 2024 et 91,9 TWh en 2025, quand la Suède, en 2ème position, ne dépassait pas 33 TWh.
L’article «
Le véritable coût des énergies renouvelables » présente le prix moyen de 168,86 €/MWh perçu par les exploitants d’ EnR, pour une production de 81 TWh — source CRE. Les 13,6 Md€ que ces 81 TWh d’ EnR auront ainsi coûté au consommateur français doivent être mis en regard des 4,8 Md€ de leur contribution théorique à cet excédent : la différence, soit
un surcoût de 8,8 Md€ pour les consommateurs français sert à décarboner les mix électriques de nos voisins avec nos EnR, comme l’a justement remarqué RTE dans son bilan 2025.
L’écart est encore plus flagrant quand on compare ce prix moyen de 168,86 €/MWh, perçu par les exploitants d’ EnR, aux
49,34 €/MW de la vente de contrats à terme négociés en France ce
6 février 2026 pour une livraison en
2027.
EDF peut trouver de l’intérêt à arrêter ses réacteurs quand le marché est très bas, et à économiser du combustible pour des jours meilleurs, mais le modèle économique du nucléaire ne le prédispose pas à jouer les intermittents d’un spectacle qui lui échappe, et les productions des productions intermittentes sont alors payées par tous les français.
Cette surcapacité semble durable à moyen terme. En effet, l’explosion annoncée de la consommation, pour répondre aux besoins de l’électrification des usages, ne se confirme pas depuis
2010. Plus grave, 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 imposées par l’augmentation des factures d’électricité qui a frappé l’industrie et les PME. Or la responsabilité des EnRi sur l’augmentation du prix de l’électricité résulte du coût de leur backup — moyen destiné à pallier leur variabilité, ainsi que de celui de l’extension et de la restructuration du réseau lié à l’extrême dispersion des capacités. La désindustrialisation de l’Allemagne par exemple est amplifiée par les prix de l’électricité, avec de
nombreuses réductions d’activité et délocalisations, qui ne font que brider consommation. C’est tout aussi vrai en France.
La fragilisationSon coût L’augmentation des productions disséminées d’ EnRi a engendré un besoin de centaines de milliards d’euros pour inverser le sens de distribution du réseau et la dissémination des moyens de production. 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 se distingue par un retard croissant de réalisation de ces investissements, malgré les sommes déjà consenties.
La Cour des comptes fédérale allemande a publié un
rapport sur l’ Energiewende en
mars 2024 dans lequel elle constatait que les besoins de développement du 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.
Les objectifs d'expansion du réseau n'ont pas été atteints, et de loin !
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 pas à transporter son électricité depuis ses éoliennes de la mer du nord jusqu’à son industrie de Bavière et du 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 ou Pologne ».
C’est ainsi que lors de chaque surproduction éolienne en Allemagne et dans le nord de l’Europe,
le nucléaire français reste désormais seul pour conférer cette inertie rotationnelle au réseau européen. Lors du blackout qui a frappé la péninsule ibérique le
28 avril 2025, des voix s’étaient élevées, ce qui est scandaleux, pour accuser la France de n’avoir pas assez développé ses interconnexions transfrontalières, ces «
Câbles anti-blackouts », qui auraient pu protéger la péninsule ibérique pourtant seule responsable du déséquilibre de son mix électrique.
Le gestionnaire du réseau européen Entsoe s’inquiète 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 conventionnelles.
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 ».
Il ne reste qu’à passer du théorique à l’industriel !
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 reste à être confirmée à l’échelle industrielle. Impasse technologique ? Dérive des coûts ? Qui sait ?
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. Le coût des surproductions aléatoires et leur impact sur l’effondrement des prix est mutualisé, alors que quelques pays, l’Allemagne en particulier, en sont responsables. La faiblesse de ces productions aléatoires bouscule aussi la marché : 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 crus du ministre norvégien, rapportés par le spécialiste de l’énergie «
Oil Price ». Il 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 un prix spot catastrophique de 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 avec sa proposition de «
paquet réseaux transfrontaliers ». 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. Pour rappel, si EDF peut s’adapter aux périodes de prix cassés, lors des records de production des EnRi, en arrêtant ses réacteurs,
il ne faut pas en ignorer les surcoûts pour les français, puisque c’est lui qui soutient financièrement les intermittentes,
ni pour EDF qui devra, lui aussi, faire appel à l’argent public s’il veut développer son parc nucléaire. Et, il ne faut pas oublier le rôle des turbines à gaz, qui sont mobilisée et émettent des gaz à effet
de serre.
La cerise sur le gâteau L’Allemagne viendrait d’obtenir une
dérogation de Bruxelles l’autorisant à financer une baisse du coût du kWh pour son industrie et à engager la construction de 12 GW de centrales à gaz.
1. Dans son rapport d’activité 2024 EDF indique une production hydraulique de 50,6 TWh avec la note de bas de page —1 « Production hydraulique hors activité insulaire avant déduction de la consommation du pompage. La production hydraulique totale cumulée nette de la consommation du pompage représente 42,9 TWh en 2024 ».
Expliquant ainsi la différence entre les 50,6 TWh de l’illustration et les 42,9 TWh retenus dans notre analyse ainsi que dans le graphique de production historique à partir des chiffres nets d’EDF.
Le graphique circulaire de la capacité installée ne respecte pas la proportion de l’éolien — 6 MW. On retrouve la même erreur dans l’illustration 2023 où le segment est beaucoup plus proche de la réalité, mais où la proportion de 1000 fois plus petit que le thermique le rendrait illisible.
Le faible facteur de charge d’une production de 0,0001 TWh pour l’éolien peut surprendre. Il s’agit probablement d’une ou 2 éoliennes — 6 MW en tout, dont la raison d’être est la R&D et non l’exploitation commerciale.
La différence de production totale entre les 2 illustrations — 415 TWh et 417,6 TWh semblent provenir de la mention que les 415 TWh proviennent de valeurs arrondie et hors Corse et outre-mer.
