Les désordres croissants des marchés de l’électricité edit

16 April 2026

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 (ou market coupling) entre systèmes. Mais la Commission veut aller plus loin.

Elle 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 Etats-membres des interconnexions additionnelles en court-circuitant les choix nationaux et les analyses techniques des gestionnaires de réseaux et des régulateurs. Elle veut faire en sorte qu’en 2030, les capacités des interconnexions de chaque système atteignent 15% de leur pointe de demande.

De plus elle prévoit de faire financer les nouvelles interconnexions qu’elle imposerait par un fonds alimenté par une partie des recettes des péages aux frontières. Celles-ci, de façon générale, servent à alléger les tarifs de transport, ce qui provoque de franches oppositions, notamment de la part de Suède et de la France. Comme les projets transfrontaliers coûtent très cher avec des bénéfices très inégalement répartis, les débats sont aussi très tendus pour déterminer qui doit payer, au regard de celui qui en profite vraiment.

En fait, outre l’adossement au principe général gravé dans le marbre qu’une plus grande intégration des marchés se ferait au bénéfice de tous, cette ambition est très orientée par l’impératif germano-bruxellois selon laquelle tous les pays doivent suivre la même voie de transition électrique basée sur les seules énergies renouvelables. 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 et en garantissant des prix compétitifs aux industries et en allégeant les factures des ménages (…) ». On ignore donc les différences de choix de transition bas carbone entre pays. Or le renforcement de l’intégration physique des systèmes et des marchés électriques pose un vrai problème pour les systèmes reposant sur d’autres techniques bas carbone que les ENR intermittentes (EnRi), comme les systèmes scandinaves et français pratiquement décarbonés à base de nucléaire et d’hydraulique. La part de production annuelle d’ENRi y est de moins de 15%, à comparer aux 45% atteint en Allemagne et 40% en Espagne.

Or les interconnexions existantes entre les systèmes de mix bas carbone différents conduisent à des désordres croissants dans ceux à faible part d’EnRi. Ils ne pourront que croître si de nouvelles interconnexions sont mises en place à leur corps défendant.

Transmission des effets négatifs entre systèmes

Dans tout système, la croissance des capacités solaires et éoliennes, à partir d’un certain seuil de 10-15% des productions, augmente la variabilité dans les productions et par là, la volatilité des prix spot. Les installations éoliennes et photovoltaïques étant toutes à coût marginal nul, leur développement oriente aussi tendanciellement la moyenne des prix spot à la baisse, comme on le voit actuellement avec des prix moyens en dessous de 50 €/MWh, ce qui dégrade la valeur des actifs nucléaires et hydrauliques. Les interconnexions amplifient le phénomène, en propageant ces effets depuis les systèmes à forte part d’énergies renouvelables intermittentes vers les autres systèmes à dominante nucléaire et hydraulique.

Elles contribuent à la réduction des prix horaires avec l’augmentation des heures à prix très bas, nuls ou négatif en France. Les prix négatifs, dus au manque d’équipements flexibles et pilotables en Allemagne, se transmettent au système français via le couplage des marchés. Si les capacités d’échange croissent, la fréquence de prix horaires nuls ou négatifs augmentera. (Le nombre d’heures à prix négatifs est déjà passé de 183 h en 2023 à 508 h en 2025).

Le problème ne s’arrête pas là. Lors des périodes de surproductions en Allemagne par rapport aux demandes horaires, les flux commerciaux s’orientent logiquement vers le marché français jusqu’à ce que les interconnexions soient saturées, ce qui fait baisser les prix de plus en plus fréquemment en dessous du coût d’exploitation du nucléaire. Il s’ensuit que la mise sur le marché horaire des productions nucléaires se réduit pendant ces mêmes heures, en forçant parfois des réacteurs à l’arrêt complet.

D’où ces effets très mal venus de modulation nucléaire croissante, analysés dans un rapport d’EDF récemment publié. Ils 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 dont 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.

En sens inverse, les effets de rareté vont se transmettre d’un système à forte part de renouvelables intermittentes vers les systèmes voisins, toujours par le jeu des marchés couplés. Un exemple spectaculaire est la transmission de prix extrêmes vers la Norvège et la Suède lors d’un effondrement des productions éoliennes et solaires allemandes, alors que les systèmes de ces deux pays sont très bien dimensionnés et donc très peu exposés en interne à des effets de rareté.  Les 12 et 13 décembre 2024, un tel effondrement a provoqué en Norvège une hausse de prix à 1100 €/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 à prix indexés sur les prix du marché horaire. Les deux pays ont réagi de façon radicale. Le gouvernement norvégien a décidé de ne pas renouveler l’interconnexion Skagerrak avec l’Allemagne 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 prime au germano-centrisme

La politique de transition électrique basée sur les seules énergies renouvelables intermittentes promue par la Commission est définie sur des bases idéologiques en ignorant l’option nucléaire et en oubliant sciemment les actifs nucléaires en place. Elle fixe un objectif d’installation de renouvelables intermittentes (passage de 25% en 2025 à 40% en 2035) sans égard pour la stagnation de la demande. Mais elle n’impose aucunement un développement des sources de flexibilité et des centrales pilotables qui soit coordonné avec celui des sources intermittentes dans le pays. Selon l’article 194 du Traité de Lisbonne, 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 dans son mix électrique et son réseau les fondements de sa sécurité de fourniture, alors qu’elle est mise à mal par le développement à grande échelle sur les énergies intermittentes.

Focalisons-nous sur le cas de l’Allemagne. Elle s’est jetée dans l’option tout EnR intermittent sans tenir compte ni 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, ni des contraintes de développement de son réseau de transport haute tension entre le nord où sont localisées l’essentiel des productions éoliennes et le sud industriel. Elle ferme même des capacités pilotables sans les compenser par l’installation de nouvelles sources pilotables.

Elle mise donc sur ses voisins pour assurer sa sécurité de fourniture en toute situation, sans prendre en compte les effets de sa politique sur les systèmes voisins. Le meilleur exemple est le développement des flux en boucle (loop flows) dans ceux-ci, 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 de Kirchoff). Ce sont des « passagers clandestins », qui non seulement ne sont pas déclarés lors des prévisions journalières d’échanges entre pays, mais aussi ne paient pas pour ces échanges commerciaux et de plus congestionnent les interconnexions.

Avec une capacité totale d’installations éoliennes et photovoltaïques de 168 GW, le système allemand crée déjà un certain désordre sur les marchés et les systèmes voisins, notamment les systèmes français et scandinaves. Or la capacité totale des énergies renouvelables in termittentes est appelée à y croître rapidement pour atteindre le niveau impressionnant de 630 GW en 2045, selon le programme de transition bas carbone du gouvernement. Il faudrait ajouter des capacités pilotables gigantesques et des programmes de gestion des demandes modulables pour compenser des variabilités extrêmes de ces productions intermittentes. Quinze ans après le début de l’Energiewende, on voit à peine le début d’un plan d’installation de 40 GW de centrales à gaz affiché depuis longtemps. (Un premier appel d’offres pour 12 GW doit être lancé en 2026). On devine l’utilité qu’auront de nouvelles interconnexions avec la dizaine de systèmes voisins, en premier chef le système français.

Quid du projet de la Commission européenne?

Une démarche véritablement européenne impliquerait que les pays assurent un développement cohérent de leur système et tiennent compte des effets de leurs choix sur les autres pays. Or les proclamations répétées du besoin de renforcement de l’intégration des systèmes et des marchés de la Commission européenne ne cachent pas que tout se passe à l’avantage unique des Etats membres qui basent leur transition électrique sur les seules renouvelables intermittentes, comme l’Allemagne et l’Espagne.

En donnant la priorité à l’augmentation des capacités d’échange, la démarche bruxelloise pousse les Etats-membres à négliger de développer en cohérence les moyens de flexibilité, leurs centrales pilotables et leurs sources d’inertie nécessaire à la stabilité de leur système. Les interconnexions conçues pour assurer la solidarité technique entre les systèmes européens tendent à devenir un canal de déversement des productions excédentaires solaires et éoliennes des uns vers ceux qui ont un système décarboné à dominante nucléaire et hydraulique. De plus 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.

Derrière, on oublie volontairement la complexité technique et économique du choix de créer ou non une interconnexion transfrontalière. Avec leurs modèles de réseaux, les régulateurs et les gestionnaires de réseaux concernés évaluent certes avec prudence les coûts et les bénéfices d’un projet 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. (Au passage c’est le cas de la ligne  Golfe de Gascogne en cours d’installation entre l’Espagne et la France sur le réseau du sud-ouest de RTE). Mais ces évaluations se font dans un cadre statique où sont occultés les effets dynamiques qui peuvent être négatifs pour l’un en réduisant sa sécurité de fourniture, en conduisant à la dévalorisation de ses équipements en place et en conduisant à des perturbations croissantes du marché entraînées par le déversement des ENRi.

Demain ce pourrait être à l’organisme européen mandaté par la Commission de procéder à l’évaluation du coût-bénéfice des nouvelles interconnexions avec ses critères propres. Il serait en droit d’imposer ce qu’il estime devoir l’être au regard de ce que serait l’intérêt collectif européen dans une perspective « européiste », en ignorant l’absence de bénéfices pour l’un des deux systèmes concernés par un projet d’interconnexion. On conviendra qu’il est difficile d’accepter d’avoir un bénéfice global européen si les plus vertueux en termes d’émissions de CO2 sont perdants. L’exemple de la Suède ou la Norvège qui ne veulent plus installer de nouvelles interconnexions avec l’Allemagne en raison des perturbations qu’elles entraînent chez eux est à méditer. Il doit conforter le gouvernement français dans son opposition au projet de la Commission

Qu’on nous comprenne bien. Il ne s’agit pas ici de mettre en doute le rôle bénéfique des interconnexions en place en matière de sécurité des systèmes et d’avantages à échanger. Pour la France, il est clair que les capacités d’interconnexions avec les six pays limitrophes permettent d’exporter nos surplus d’électricité venant du nucléaire. (En 2025, les 92 TWh exportés ont engendré 5,4 Mds € de recettes). Mais ceci ne justifie en rien que l’on développe un peu plus nos interconnexions sur des bases idéologiques. Sans parler du fait que les surplus de production sont pratiquement à leur maximum, les problèmes que posent dès maintenant les flux importés venant du déversement des MWh des pays voisins ne manqueront pas de s’accroître si on accroît les interconnexions avec les plus engagés dans l’option des renouvelables intermittentes. Fondamentalement la différenciation croissante des mix électriques en transition -- avec, ici, le maintien de systèmes à dominante nucléaire et hydraulique, et, là, la priorité donnée au développement accéléré des ENR intermittentes à coût marginal nul – change définitivement la donne.