Pour continuer à imposer un modèle de production d’ électricité construit avec les renouvelables intermittents qui fragilise les réseaux, techniquement et économiquement, la Commission européenne a trouvé une solution. Elle entend imposer aux États européens de nouvelles interconnexions massives des réseaux électriques sans se soucier des analyses des gestionnaires de réseaux et des régulateurs nationaux.
Le danger est d’accélérer encore la dégradation technique et économique du parc nucléaire français résultant de l’obligation de s’effacer devant les renouvelables intermittents qui se déversent quand il y a beaucoup de soleil et de vent et viendraient d’Allemagne et d’Espagne. Par Dominique Finon. Article paru dans le N°29 du magazine Transitions & Energies.
La recherche d’une intégration croissante des marchés de l’électricité ne date pas d’hier. Depuis le début de la libéralisation des marchés, l’intégration physique de systèmes et celle des marchés ont été sensiblement améliorées par l’augmentation des capacités des interconnexions, l’harmonisation des codes de réseau et l’extension progressive des dispositifs de couplage de marché entre systèmes. Mais la Commission européenne veut aller beaucoup plus loin, imposer son modèle, et tout cela sans se soucier de l’équilibre des réseaux nationaux, technique comme économique.
La Commission a présenté fin 2025 un ensemble de textes regroupés sous l’appellation « Paquet Réseaux » dans lequel elle affiche son ambition d’asseoir son autorité sur les choix des nouvelles interconnexions avec, d’un côté, une planification centralisée par laquelle elle fixerait les orientations aux Vingt-Sept tous les quatre ans et, de l’autre, le pouvoir d’imposer aux États membres des interconnexions additionnelles en court-circuitant les choix nationaux et les analyses techniques des gestionnaires de réseaux et des régulateurs nationaux.
La France et la Suède n’en veulent pas
La volonté de la Commission est qu’en 2030, les capacités des interconnexions de chaque système atteignent 15 % de sa pointe de demande, sans prendre en compte les effets négatifs possibles d’une nouvelle liaison transfrontalière pour l’un des deux concernés.
Cela signifierait pour la France une augmentation des capacités d’import-export de 40 % (pour atteindre 24 GW dans un sens, 29 GW dans l’autre), programmées d’abord avec l’Allemagne et l’Espagne.
Cela présentera pour le système électrique français et le marché de l’électricité des inconvénients croissants en les soumettant aux intermittences de plus en plus importantes de nos voisins et aux effets des déversements de leur MWh de renouvelables intermittents (EnRi) sur le marché français avec des effets négatifs sur la modulation des équipements nucléaires, leur fragilisation et leur perte de rentabilité.
Le projet de directive Réseaux électriques au sein de ce Paquet Réseaux provoque de franches oppositions à Bruxelles où les décisions sont prévues durant ce printemps. C’est le cas de la part de la Suède et de la France, car les interconnexions actuelles avec l’Allemagne ont déjà des conséquences négatives importantes sur les systèmes et les marchés des deux pays.
Un système pervers
De façon générale, les projets transfrontaliers coûtent très cher et ont des bénéfices inégalement répartis. Les débats sont donc très tendus sur la question de qui doit payer en regard de celui qui en profite vraiment.
Ils sont d’autant plus vifs que le projet prévoit de faire financer une partie de l’investissement de n’importe quelle interconnexion que la Commission imposerait par un fonds alimenté par 25 % des recettes des péages aux interconnexions que chaque gestionnaire de réseau encaisse. Normalement, ces recettes servent à alléger les tarifs du service de transport et distribution.
Cela revient à faire financer, par exemple, des interconnexions qui profiteront à l’Allemagne ou à l’Espagne pour écouler leurs surproductions intermittentes ou stabiliser leurs réseaux quand il y a peu de vent et de soleil avec le nucléaire français, avec l’argent qui aurait dû bénéficier aux consommateurs français. Un système pervers.
D’autant plus qu’il faut souligner les inconvénients de tous ordres entraînés par le déversement croissant des MWh de photovoltaïque et d’éolien produits à coût marginal nul depuis les systèmes à dominante EnRi, dans les systèmes bas-carbone voisins à dominante hydraulique et nucléaire. Et ce déversement déjà problématique ne pourra que croître si de nouvelles interconnexions sont mises en place.
La transmission des productions EnRi aléatoires
Rappelons d’abord que, dans tout système, la croissance des capacités EnRi de coût marginal nul introduisent, à partir d’un seuil de 10-15 % des productions, de plus en plus de variabilité dans les productions du système et par là, de volatilité des prix spot. Elles orientent aussi tendanciellement la moyenne de ceux-ci à la baisse, comme on le voit depuis 2024 avec des prix moyens autour de 50 €/MWh, ce qui dégrade la valeur des équipements non ENR dont la production est vendue aux prix du marché (contrairement aux installations ENR qui ont toutes des revenus garantis).
Les interconnexions en rajoutent, en propageant ces effets depuis les systèmes à forte part d’EnRi vers ces autres systèmes.
Volatilité et baisses des prix
Les interconnexions contribuent fortement à l’amplification de la réduction des prix horaires avec l’augmentation des heures à prix très bas, nuls ou négatifs en France. Les prix négatifs, liés aux surproductions éoliennes et solaires en Allemagne, se transmettent au système français via le couplage des marchés.
Si le système français était très peu connecté avec ses voisins, il n’aurait pas ou très peu d’heures avec des prix négatifs, compte tenu de l’importance de ses capacités pilotables, notamment nucléaires et hydrauliques.
Les productions éoliennes et solaires ne comptent que pour 15 % dans les productions françaises contre 45 % en Allemagne.
Les interconnexions avec le système allemand ne sont pas étrangères au fait que le nombre d’heures à prix négatifs est passé de 183 h en 2023 à 508 h en 2025. Si les capacités d’échange croissent, la fréquence de prix horaires nuls ou négatifs va continuer à augmenter et détruire tout l’équilibre du système électrique français.
Avec le couplage de marchés, lors de productions surabondantes des EnRi en Allemagne, les flux commerciaux s’orientent logiquement vers le marché français où les prix sont plus élevés jusqu’à saturation des interconnexions, ce qui fait souvent baisser les prix en dessous du coût d’exploitation du nucléaire, déjà bas, obligeant de plus en plus fréquemment des réacteurs à réduire leur production à ces moments, voire à se mettre à l’arrêt complet. D’où …
