Marché de l’électricité: les interconnexions ne sont pas le problème, mais le révélateur edit
La critique des marchés européens de l’électricité ne vient plus seulement des nostalgiques du monopole public intégré ou des adversaires de principe de la concurrence. Elle s’appuie sur des phénomènes bien réels : multiplication des prix spot négatifs, congestions sur les réseaux, coûts croissants de redispatch, modulation accrue du parc nucléaire, développement rapide des productions intermittentes et sentiment, en France, de voir l’avantage du parc nucléaire dilué dans un marché européen dont les règles auraient été pensées pour d’autres systèmes électriques. La tentation est alors grande d’en tirer une conclusion simple : les interconnexions seraient devenues le vecteur des désordres de nos voisins, notamment de l’Allemagne, et la France aurait intérêt à s’en protéger.
Cette conclusion, compréhensible politiquement, demeure techniquement et économiquement trompeuse. Les interconnexions ne sont pas la cause des désordres actuels. Elles les rendent visibles, peuvent les transmettre, contribuent aussi à les réduire. Elles ne sont ni une politique énergétique, ni une subvention cachée, ni un renoncement à la souveraineté. Ce sont des infrastructures qui permettent de déplacer l’électricité et de mutualiser les excédents, les déficits, les aléas et les flexibilités. Le sujet n’est pas de savoir s’il faut moins d’interconnexions. Il est de savoir comment organiser un système électrique européen où ces interconnexions transmettent les bons signaux économiques, plutôt que les défauts de conception des marchés nationaux.
Le point de départ est physique. L’électricité se stocke difficilement à grande échelle, du moins à un coût encore significatif, et l’équilibre entre production et consommation doit être assuré en permanence. Dans le monde électrique ancien, cet équilibre reposait essentiellement sur des moyens pilotables : nucléaire, hydraulique, charbon, gaz, fioul. Le système était déjà complexe, mais la production pouvait être ajustée de manière relativement prévisible autour d’une demande elle-même assez régulière, avec des pointes hivernales bien identifiées. Dans le système qui émerge, l’équilibre dépend davantage de la météo, de la flexibilité de la consommation, de la capacité des réseaux et de l’articulation entre marchés de court terme, contrats de long terme et mécanismes d’équilibrage.
Les prix spot négatifs sont l’un des symptômes les plus visibles de cette transformation. Ils sont souvent présentés comme la preuve que le marché ne fonctionne plus, ou comme le signe que les renouvelables auraient détruit toute rationalité économique. Cette interprétation est trop rapide. Un prix spot négatif signifie qu’à une unité de temps de marché donnée, dans une zone donnée, une unité supplémentaire d’électricité a une valeur négative pour le système. Il devient coûteux de l’absorber : la demande est insuffisante, les capacités d’export sont saturées, le stockage est trop limité, certains moyens ne peuvent pas réduire davantage leur production, ou les incitations contractuelles conduisent des producteurs à maintenir leur injection malgré un prix de marché défavorable. Le prix spot négatif n’est pas l’abolition de la rationalité économique. Il en est une forme brutale : il signale une insuffisance de flexibilité disponible.
Les renouvelables variables accentuent ce phénomène. L’éolien et le solaire ont des coûts marginaux très faibles. Lorsqu’ils produisent beaucoup au même moment, ils déplacent la courbe d’offre et font baisser les prix. Si la demande ne suit pas, si les réseaux sont congestionnés ou si les autres moyens ne peuvent pas se retirer assez vite, le prix spot peut devenir négatif. Il serait toutefois erroné d’en conclure que les prix spot négatifs français sont simplement « importés » d’Allemagne ou qu’ils seraient le produit exclusif de l’éolien et du solaire. Ils résultent d’une interaction entre plusieurs rigidités : production variable, demande encore insuffisamment flexible, contraintes de réseau, mécanismes de soutien parfois mal calibrés et limites de modulation du parc pilotable.
La France en fournit un bon exemple. Les travaux empiriques de Nicolas Astier et Frank Wolak sur le système français montrent qu’une hausse de la production éolienne et solaire s’accompagne d’une baisse significative de la production nucléaire à court terme. Le nucléaire français participe déjà à l’ajustement du système. Il n’est pas condamné à produire en permanence à pleine puissance, indépendamment des conditions du marché ou de la demande. C’est l’une des particularités du parc français par rapport à beaucoup d’autres parcs nucléaires dans le monde.
Cette flexibilité n’est pas infinie. Les réacteurs ont des contraintes de puissance minimale, de combustible, de sûreté, de maintenance, d’organisation industrielle et de réseau. Une centrale nucléaire peut moduler ; elle ne se comporte pas comme une batterie. Lorsque la production renouvelable est forte, que la demande est basse et que le parc nucléaire a déjà réduit sa puissance autant qu’il le peut dans de bonnes conditions, le système atteint une limite. Astier et Wolak montrent que les contraintes de minimum technique deviennent plus souvent liantes lorsque la production éolienne et solaire augmente, et que les heures où la flexibilité descendante du parc nucléaire est épuisée sont fortement associées aux prix spot nuls ou négatifs. Les prix spot négatifs ne disent pas seulement « trop de renouvelables ». Ils disent aussi : « pas assez de flexibilité autour des moyens bas-carbone existants ».
EDF a récemment insisté sur le changement de nature de la modulation nucléaire. Celle-ci n’est pas nouvelle, mais elle augmente fortement : 30,9 TWh en 2024, 33 TWh en 2025, avec une trajectoire qui pourrait encore croître dans les prochaines années. Surtout, elle se déplace. Historiquement, la modulation répondait beaucoup aux variations de demande, notamment la nuit ou le week-end. Désormais, la « cloche solaire » crée un besoin d’ajustement en milieu de journée. Cela change les contraintes opérationnelles, les plannings de maintenance, la valeur de l’énergie produite et les arbitrages économiques. La question n’est pas morale mais industrielle : comment exploiter durablement un parc nucléaire dans un système où la valeur de l’électricité varie beaucoup plus fortement selon les heures ?
Le rôle des interconnexions doit être replacé dans ce cadre. Une interconnexion peut importer une contrainte ; elle peut aussi exporter un excédent, éviter un écrêtement, réduire un coût de combustible, améliorer la sécurité d’approvisionnement ou valoriser une production bas-carbone nationale. Dans un système isolé, une heure de surplus se traduit plus vite par une contrainte interne : baisse forcée de production, prix spot très bas, perte d’énergie ou besoin de stockage supplémentaire. Dans un système interconnecté, une partie de ce surplus peut être envoyée ailleurs, si le voisin en a besoin et si le réseau le permet. La même infrastructure qui transmet parfois une contrainte venue d’un système voisin permet aussi à la France d’exporter massivement lorsque son parc nucléaire et hydraulique est disponible.
La France aurait beaucoup à perdre à oublier ce second aspect. En 2025, son solde exportateur net d’électricité a dépassé 90 TWh selon EDF. Cette performance résulte d’abord de la disponibilité du parc français, mais elle n’aurait aucune valeur économique sans débouchés extérieurs. L’avantage nucléaire français ne se manifeste pas seulement par des prix plus bas pour les consommateurs nationaux ; il se manifeste aussi par une capacité à vendre une électricité bas-carbone à nos voisins. Les interconnexions ne privent pas mécaniquement la France de son avantage. Elles sont aussi l’un des moyens de le valoriser.
Les travaux de RTE dans les Futurs énergétiques 2050 vont dans le même sens. RTE présente le développement des interconnexions comme une option prioritaire pour atteindre la neutralité carbone au moindre coût. Le gestionnaire de réseau estime qu’un renforcement important des capacités d’échange entre la France et ses voisins trouve une justification économique dans tous les scénarios étudiés. Il reconnaît en même temps que cette évolution accroît les interdépendances et doit être politiquement assumée. Les interconnexions ont une valeur économique, tout en posant une question de gouvernance.
Les études économiques sur l’intégration européenne des marchés de l’électricité confirment ce diagnostic. Newbery, Strbac et Viehoff estiment les gains potentiels de l’intégration à 3,9 milliards d’euros par an pour l’Union européenne. L’intérêt principal de l’intégration n’est pas seulement d’égaliser les prix entre pays ; il est de mieux utiliser les interconnexions pour mutualiser l’énergie, les réserves et les ajustements de court terme. Dans un système à forte part de renouvelables variables, cette valeur augmente, car les interconnexions permettent de mutualiser des profils de production et de consommation qui ne sont pas parfaitement corrélés. Il ne fait pas toujours froid, sans vent et sans soleil au même moment partout en Europe.
Le cœur du problème est l’organisation du système dans lequel les interconnexions s’insèrent. Le couplage journalier européen, le SDAC, et le couplage intrajournalier, le SIDC, permettent d’allouer les capacités transfrontalières et d’ajuster les positions lorsque les prévisions évoluent entre la veille et l’heure de livraison. Ces outils améliorent l’utilisation des interconnexions, mais ils ne corrigent pas tout. Lorsque les zones de prix masquent des congestions internes, le marché affiche un prix unique là où la valeur réelle de l’électricité diffère selon les endroits ; les coûts réapparaissent ensuite sous forme de redispatch, d’écrêtement, de contraintes de réseau ou de transferts implicites. Le cas allemand, avec une grande zone de prix qui masque des contraintes nord-sud importantes, illustre cette difficulté. Plus le système devient décentralisé et météorologique, plus les signaux locatifs deviennent nécessaires.
Cela ne signifie pas qu’il faille basculer du jour au lendemain vers un système nodal à l’américaine. Les zones de prix ont aussi des avantages : liquidité, simplicité, acceptabilité politique. Il faut néanmoins reconnaître le coût d’un mauvais découpage. Lorsque les prix ne disent pas où se trouvent les congestions, le système les traite après coup, souvent plus cher et moins efficacement. La critique pertinente des marchés européens ne vise pas les interconnexions en tant que telles. Elle porte sur le design qui les entoure : zones de prix, règles de redispatch, responsabilité d’équilibre, rémunération de la flexibilité et coordination des investissements réseau.
La responsabilité d’équilibre constitue un autre point décisif. Dans un système où la production variable augmente, les écarts entre prévisions et réalisations deviennent plus importants. Les acteurs doivent avoir intérêt à bien prévoir, à s’ajuster rapidement et à mobiliser les flexibilités disponibles. Cela suppose des marchés intraday liquides, des signaux d’équilibrage robustes et une répartition claire des responsabilités. Si les producteurs, fournisseurs ou agrégateurs ne portent pas correctement les conséquences de leurs écarts, le coût se déplace vers le système. Des règles trop brutales ou mal conçues peuvent, à l’inverse, décourager l’investissement ou conduire à des stratégies défensives inefficaces. La bonne organisation consiste à faire porter les bons coûts aux bons acteurs, sans détruire les incitations à investir.
La flexibilité joue désormais un rôle crucial. Elle inclut les batteries, l’hydraulique, l’effacement, le pilotage de la demande, les électrolyseurs, la recharge intelligente des véhicules électriques, le stockage thermique, les interconnexions, les centrales de pointe décarbonées et la modulation du parc nucléaire. Les virtual power plants, les agrégateurs et les dispositifs de pilotage diffus font partie des conditions de fonctionnement d’un système bas-carbone plus variable. La France, longtemps forte d’un parc pilotable abondant, ne peut plus considérer la flexibilité de la demande comme un levier secondaire. RTE en fait désormais un élément économique central du système futur, même si les gisements mobilisables, les coûts et les modalités pratiques restent encore incertains.
Cette clarification conduit à une ligne plus exigeante qu’un simple réflexe de retrait. Les marchés de court terme restent indispensables pour utiliser efficacement les moyens disponibles heure par heure : ils révèlent la valeur de l’électricité, des contraintes et de la flexibilité. Ils ne suffisent toutefois pas à financer des actifs très capitalistiques et bas-carbone, ni à protéger les consommateurs contre une volatilité excessive. La France doit donc combiner trois instruments plutôt que les opposer : des marchés de court terme pour guider l’exploitation du système, des cadres de long terme pour stabiliser les investissements et faire bénéficier les consommateurs de l’avantage nucléaire et hydraulique, une planification des réseaux et des flexibilités cohérente avec l’électrification à venir.
L’opposition entre marché et service public est, de ce point de vue, mal posée. Le service public de l’électricité ne se confond pas avec une forme institutionnelle figée ; il consiste à garantir une électricité sûre, décarbonée, compétitive et accessible. Dans le système actuel, cela exige à la fois des prix et de la planification, des réseaux nationaux solides et des interconnexions européennes efficaces. Supprimer les signaux de prix au nom de la protection du consommateur serait une erreur ; abandonner le consommateur à la volatilité du spot en serait une autre.
Le paquet européen sur les réseaux présenté fin 2025 illustre la direction prise : l’Europe ne se prépare pas à moins d’échanges, mais à davantage d’infrastructures, de numérisation, de flexibilité et d’interconnexions pour absorber l’électrification et intégrer de nouvelles capacités bas-carbone. Les critiques récentes des interconnexions ont donc une utilité : elles rappellent que l’intégration européenne n’est pas un bien pur, automatique, sans coût ni conflit distributif. Elles deviennent dangereuses lorsqu’elles transforment ce diagnostic en slogan anti-interconnexion. Les interconnexions ne créent pas les rigidités du parc nucléaire, les limites de flexibilité de la demande, les défauts de zones de prix ou les incitations mal calibrées de certains dispositifs de soutien. Elles les exposent.
Le gouvernement français gagnerait à défendre une position exigeante : conserver les gains de l’intégration européenne, corriger ses défauts et organiser nationalement la valorisation de son parc bas-carbone. Le problème n’est pas qu’il y ait trop d’intégration européenne au sein d’un marché commun. L’enjeu pour l’Europe est désormais de perfectionner l’organisation de ses marchés et de mieux planifier, afin notamment de rémunérer la flexibilité dont elle dépend.
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