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 chers 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 les effets très mal venus, et croissants, sur la modulation nucléaire en termes de fragilisation des composants des installations, mais aussi de pertes de revenus pour EDF du fait des réductions de ses ventes et de la baisse des prix de marché, analysés dans son rapport publié en février dernier.
Comme le constate RTE dans son bilan prévisionnel 2025 : « [du fait des interconnexions] même si la France décidait de réduire le développement des renouvelables sur son sol, le nucléaire français serait tout de même exposé à des prix très volatils et bas, et donc incité à moduler davantage qu’aujourd’hui dans les situations d’abondance de production. » Ces effets conduisent à une perte de valeur des installations nucléaires en place, voire à la fermeture précoce de certaines unités dont l’usure sera trop importante et les frais d’entretien ne seront plus couverts par les revenus sur le marché. Plus encore, ces effets rendront les investissements dans de nouveaux équipements nucléaires moins rentables.
La transmission des effets de rareté
De façon symétrique, quand les productions renouvelables intermittentes disparaissent faute de vent et de soleil, les productions pilotables sont aspirées en Allemagne ou en Espagne. Une telle transmission de prix extrêmes s’est ainsi produite à plusieurs reprises entre l’Allemagne d’un côté et la Norvège et la Suède de l’autre à l’occasion d’un effondrement des productions éoliennes et solaires allemandes. Et pourtant, les systèmes scandinaves sont bien dimensionnés et donc très peu exposés en interne à des effets de rareté du fait de capacités hydrauliques importantes et nucléaires en Suède. Les 12 et 13 décembre 2024, la chute totale des productions intermittentes outre-Rhin pendant plusieurs heures a provoqué en Norvège une flambée des prix à 1 100 €/MWh et en Suède à 750 €/MWh, soit respectivement 50 et 20 fois le niveau moyen !
Dans les deux pays, de tels pics de prix ont des effets importants sur les industriels et les ménages qui, pour beaucoup, sont engagés dans des contrats indexés sur les prix du marché horaire. La question est devenue politique et les deux pays ont réagi de façon radicale. Le gouvernement norvégien a décidé de ne pas renouveler l’interconnexion Skagerrak avec l’Allemagne en fin de vie et de ne pas donner suite au projet NorthConnect de liaison avec l’Écosse. La réponse de la Suède a été de ne plus autoriser de nouvelles interconnexions, dont celle de 700 MW qui était envisagée entre le sud de la Suède et l’Allemagne.
Une politique européenne dictée par l’Allemagne et l’Espagne
La politique de transition électrique construite sur les seules EnRi que promeut la Commission est définie sur des bases idéologiques en oubliant sciemment l’option nucléaire, et les réacteurs existants qui contribuent radicalement à la limitation des émissions du secteur électrique. Elle fixe des objectifs d’installation EnRi sans égard pour la stagnation de la demande partout en Europe de l’Ouest. En même temps, elle n’impose aucunement un développement des sources de flexibilité et de centrales pilotables qui soit coordonné avec celui des sources intermittentes.
C’est un des côtés paradoxaux du traité européen. Selon son article 194, chaque État choisit les voies et les moyens d’atteindre les objectifs fixés au niveau européen dans le domaine de l’énergie et du climat, mais sans qu’on lui impose de consolider les fondements de la sécurité de production et de la stabilité de son système lorsqu’il met la priorité sur les EnRi. Et pour ceux qui donnent la priorité totale au développement des EnRi, les interconnexions sont une bouée de sauvetage pour écouler la production quand elle est excédentaire et incontrôlable ou au contraire éviter la catastrophe quand il n’y a pas de vent ni de soleil. Avec les interconnexions, ils peuvent même fermer des capacités pilotables sans les compenser par l’installation de nouvelles, comme c’est le cas de l’Allemagne et de l’Espagne. Même si l’Espagne en a payé le prix avec le black-out d’avril 2025.
Focalisons-nous sur le cas de l’Allemagne. Elle s’est jetée dans l’option tout EnRi sans tenir compte des contraintes lourdes d’installation de sources de flexibilité pour assurer le back-up de ses productions intermittentes au fur et à mesure de leur développement. De même, elle n’assume pas les contraintes de développement de son réseau de transport haute tension entre le sud industriel et le nord où sont localisées l’essentiel des éoliennes.
Elle table donc sur ses voisins pour assurer sa sécurité de fourniture en toute situation, sans prendre en compte les effets de sa politique sur la sécurité de fourniture de ceux-ci, l’incertitude liée à la volatilité des prix du marché, l’augmentation des prix nuls et négatifs, et les effets de flux en boucle (loop flows) qui résultent de l’insuffisance de développement du réseau allemand. Lors des fortes productions éoliennes localisées dans le nord du pays, les congestions sur les liaisons nord-sud obligent les flux à emprunter des voies détournées par les réseaux voisins pour aller vers le sud industriel en suivant la voie de la moindre résistance, selon les lois physiques de Kirchhoff. Ce sont des « passagers clandestins » qui parasitent les échanges commerciaux.
À l’heure actuelle, la capacité totale des installations éoliennes et photovoltaïques allemandes est de 168 GW (dont 117 GW de photovoltaïque PV et 68 GW d’éolien). Elle dépasse largement la demande de pointe en été de 65 GW et celle d’hiver de 85 GW, tandis que la capacité totale des centrales pilotables (charbon, lignite, gaz naturel, etc.) n’est que de 80 GW en attendant les fermetures prochaines de centrales à charbon. Avec ces 168 GW d’EnRi, le système allemand crée déjà le désordre sur les systèmes voisins, notamment français et scandinaves. Et l’objectif de l’Energiewende est d’atteindre 360 GW d’EnRi en 2030 (dont 235 GW de PV et 125 GW d’éolien) et 510 GW en 2035, tandis que les demandes de pointe ne devraient sûrement pas croître d’ici là, vu le marasme de l’économie allemande.
L’avenir s’annonce catastrophique pour les systèmes électriques des pays voisins de l’Allemagne. Quinze ans après les choix initiaux, on voit à peine le début de démarrage d’un plan d’urgence en Allemagne consistant à installer 40 GW de centrales à gaz. Un premier appel d’offres pour 12 GW – qui doivent être « hydrogène compatible » pour faire passer la pilule – doit être lancé en 2026. Le grand plan hydrogène est encore dans les limbes. En fait, notre voisin table sur les capacités d’échange permises par les interconnexions pour pallier son manque de sources de flexibilité et d’inertie pour assurer la sécurité de son système électrique. Et la Commission européenne a décidé de l’imposer à tous les pays de l’Union…
La Commission européenne au service de Berlin
L’argument contredit par les faits de la Commission est que le développement des infrastructures physiques entre pays est nécessaire à une plus grande intégration des marchés qui se ferait au bénéfice de tous. En pratique, cette ambition est très orientée par l’impératif germano-bruxellois selon lequel tous les pays doivent suivre la même voie de transition électrique basée sur les seules ENR intermittentes. Selon un des textes, il s’agit « d’assurer de la meilleure façon une transition coordonnée vers les énergies renouvelables, en assurant au mieux la sécurité des systèmes en garantissant des prix compétitifs aux industries et en allégeant les factures des ménages […] ». Les différences de choix de transition bas-carbone entre pays sont purement et simplement ignorées. Tout comme le fait que les systèmes basés sur les grandes techniques bas-carbone pilotables, comme le nucléaire et l’hydraulique, sont intrinsèquement stables et n’ont pas un besoin aussi aigu d’être interconnectés.
Les interconnexions conçues pour assurer la solidarité technique entre les systèmes européens tendent à devenir un canal de déversement des productions excédentaires d’ENRi des champions verts dans ceux qui ont déjà un système décarboné à dominante nucléaire ou hydraulique. Elles leur servent à compenser leur déficit d’installations pilotables, de sources de flexibilité et de ressources d’inertie, le tout sous couvert de justifications d’optimisation économique collective à l’échelle européenne. En donnant la priorité à l’augmentation des capacités d’échange, la démarche bruxelloise pousse les États membres adeptes des seules EnRi à négliger de développer en cohérence les moyens de flexibilité et leurs capacités adéquates.
Avec leurs modèles de réseaux, les régulateurs et les gestionnaires de réseaux respectifs évaluent déjà avec prudence les coûts et les bénéfices d’un projet transfrontalier pour leur propre système. Chaque projet ne présente pas les mêmes intérêts pour chacun des systèmes concernés en termes de progrès dans l’équilibrage des zones de part et d’autre de la frontière et de dépenses nécessaires pour renforcer les réseaux de transport respectifs. C’est le cas de l’interconnexion Golfe de Gascogne en cours d’installation entre l’Espagne et la France qui nécessite de renforcer le réseau du sud-ouest de RTE. Mêmes prudentes, ces évaluations se font dans un cadre statique où sont occultés les effets dynamiques de long terme qui peuvent être négatifs pour l’une des deux parties en réduisant sa sécurité de fourniture, en dévalorisant ses équipements en place et en baissant les incitations à investir du fait des perturbations de marché entraînées par le déversement de MWh venant des pays champions des EnRi. Concrètement, une nouvelle interconnexion vers l’Allemagne ou l’Espagne qui serait imposée par Bruxelles à la France pourrait n’avoir aucun bénéfice pour la sécurité et l’économie du système français, au contraire…
Or demain, ce sera à l’organisme européen mandaté par la Commission de procéder à l’évaluation du coût-bénéfice des nouvelles interconnexions avec ses critères propres et d’imposer ce que cet organisme estime devoir l’être au regard de ce que serait « l’intérêt collectif européen » dans la perspective idéologique coutumière.
Il est tout de même difficile d’accepter qu’il existe un soi-disant bénéfice global européen là où les plus vertueux en termes d’émissions de CO2 sont perdants. L’exemple de la Suède ou de la Norvège, aux systèmes électriques décarbonés – qui s’opposent à l’installation de nouvelles interconnexions avec l’Allemagne en raison des perturbations qu’elles entraînent – est à méditer. Il doit conforter le gouvernement français dans son opposition résolue au projet de la Commission qui va à l’encontre de l’intérêt national.
