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Depuis plus de 20 ans les politiques européennes et françaises ont imaginé que l’on pouvait substituer ou compléter les équipements de production électriques classiques (hydraulique, thermique, nucléaire,…) par des énergies  variables non commandables car dépendant de la météo et non adaptées à la variation des besoins de la consommation des citoyens et des entreprises français et européens, qui dépendent structurellement  des saisons et les heures de la journée (pointe du matin et du soir et creux de midi).

Alors que le principe fondamental de l’électricité est d’ajuster en permanence la production à la consommation, leur mise en œuvre a d’une part accentué les écarts entre consommation et production car la probabilité qu’il y ait coïncidence entre ces 2 variabilités est proche de zéro surtout quand le soleil brille l’été à midi au moment où la consommation est la plus faible et d’autre part diminuée structurellement la maitrise du pilotage de l’adaptation entre la production et la consommation.

Depuis mars 2023, et après 3 années de perturbation (Crise Covid 19, crise ukrainienne et corrosion sous contrainte, les réalités énergétiques et économiques de 20 ans de développement des énergies renouvelables variables et non commandables révèlent les conséquences de ces choix :

• Production électrique française et européenne massivement supérieure aux besoins de consommation lors des périodes de vent et de soleil ;
• Effondrement des prix de marché lors de ces périodes avec des prix proches de zéro et parfois négatifs atteignant ponctuellement -100 ou -150€ nécessitant de compenser les promoteurs par des subventions publiques et empêchant d’investir dans les énergies pilotables ;
• Besoin de plus en plus systématique d’effacement des éoliennes terrestres et maritimes lors de ces périodes de vent en Europe et du nucléaire en France (voir épisodes récents des WE de début avril 2024 rappelés par Luc Remont lors de son audition du 10 avril 2024 par la Commission d’enquête du Sénat sur les prix de l’électricité) ;
• Augmentation des déséquilibres territoriaux entre production et consommation d’électricité;
• Augmentation massive (en centaines de milliards d€) des besoins de raccordement et de flexibilité du réseau électrique français comme européen, et par conséquence du coût de l’électricité pour les citoyens;
• Industrialisation des territoires ruraux et maritimes, consommation d’espace et atteinte massive au patrimoine national (naturel, culturel, mémoriel et immatériel,..) et du cadre de vie des français;
• Eclatement du lien social dans les territoires entre les quelques bénéficiaires financiers et les élus qui les supportent et la grande majorité, trop souvent silencieuse, qui en subit les impacts sur leur cadre de vie ;
• Besoin massif dans les pays européens peu équipés en hydraulique et nucléaire de développer des industries carbonés (charbon, gaz, fuel) pour compenser les périodes sans ou avec peu de vent et les périodes sans ensoleillement, et bien sûr la nuit..     

Ces 8 effets sont facilement prévisibles dans toute planification raisonnée, et les dépenses et prévisions budgétaires de RTE sont sans cesse modifiées à la hausse depuis 5 ans. Ceci démontre l’impact économique et financier négatif de ces politiques. Cette note propose l’arrêt du développement de toutes les énergies électriques variables et non commandables, la valorisation des énergies de la terre et de la mer pilotables et de moindre impact, et l’adaptation avec stockage des équipements existants de production électrique renouvelable pour assurer la flexibilité nécessaire, réduire les déséquilibres créés sur les territoires et les besoins d’exportation à des prix très faibles.

Ces propositions permettent de décarboner massivement les usages de la chaleur et de la mobilité (78% des consommations énergétiques de la France) avec les énergies thermiques renouvelables (géothermie, PAC, biomasse, biogaz, biocarburants, solaire thermique, PV en toiture en autoconsommation élargie) pour atteindre un taux d’indépendance énergétique en France de 80% (aujourd’hui 55% hydro+ EnR thermiques +nucléaire).

Les réalités énergétiques et économiques des mix énergétique français et EU

La révélation publique de ces réalités est récente, notamment lors de l’audition du Président d’Electricité de France  le 10 avril 2024 au Sénat dans le cadre de la Commission d’enquête sur le coût de l’électricité aux horizons 2035 et 2050, même si leurs effets rappelés ci-dessous sont connus depuis longtemps :

1. L’électricité, surtout produite de façon massive dans les 3 cas cité ci-dessus ( éolien terrestre et maritime, agrivoltaïsme), ne se stocke pas et donc à chaque seconde la consommation doit être égale à la production ;
2. Cette régulation effectuée par EDF et RTE depuis des décennies fonctionnait normalement avec des énergies commandables ( hydraulique, thermique, nucléaire) qui permettaient de s’adapter à la variation permanente de consommation ( notamment modulation de 20% intégrée dans la conception des réacteurs nucléaires , régulation avec arrêt/démarrage des centrales thermiques et adaptation de la puissance hydraulique notamment lors de la pointe de consommation du soir de 20h.
3. L’amplification de l’arrivée des EnR variables non commandables  depuis 10 ans a commencé à perturber significativement le réseau français surtout (très bien régulé par le nucléaire), mais également les réseaux européens les forçant ( ce qui est contradictoire avec les objectifs de décarbonation) à investir massivement dans les énergies carbonées charbon et gaz ( Allemagne, Pologne, Italie, Espagne, Royaume-Uni, Pays-Bas…) ;
4. Depuis 2019 ce phénomène de déséquilibre entre la production et la consommation s’est accentué car les unités de production EnR variables et non commandables ont continué à se développer en Europe alors que la consommation électrique baissait dans toute l’Europe ( Effet de sobriété énergétique engagée par tous les Etats membres, Crise Covid 19 en 2020/ 2021, augmentation des coûts de l’électricité avec la crise ukrainienne, ..).

Ces effets ont été masqués en France de 2021 à mi-2023 d’une part en raison des retards de maintenance des réacteurs nucléaires (réduction très significative de la maintenance et des arrêts de tranche durant la période COVID  19, puis décalage du programme de maintenance en raison du nombre limité de personnel qualifié, notamment soudeurs) et du traitement du phénomène de corrosion sous contrainte .Le retour à la normale, qui a d’ailleurs coïncidé avec une stabilisation des prix ( hors période de vent et de soleil) s’est effectué au printemps 2023.

Durant cette période, et notamment en 2022 les énergies renouvelables variables et non commandables associées à des importations massives ( 20 à 25% du besoin français en décembre 2022) d’électricité carbonée (charbon)  ont continué à masquer ce déséquilibre croissant entre  consommation et production, mais ont permis, en partie, de compenser le manque de production française à une période très critique pour le portefeuille des ménages et entreprises françaises puisque les prix étaient montés entre 200 et 300 €/MWh avec des pics à plus de 500€, sans doute sous l’effet de la rareté et de la spéculation liées à la fois au manque de gaz (Ukraine) et la faible production des réacteurs nucléaires ( France) 

Le constat des effets depuis le printemps 2023

Depuis Mars 2023 la situation a totalement changée et révèle publiquement l’hérésie énergétique et économique des EnR variables et non commandables en France comme en Europe :

1. Les prix de marché se sont rééquilibrés, sauf en période de fort ensoleillement et de vent fort) oscillant entre 60 et 80€/Mwh suivant les saisons et les heures de la journée ( plus cher le matin et le soir et moins cher à midi car moins de demande) ;
2. Durant les 12 derniers mois, le volume d’électricité exportée par la France représente en moyenne environ 80% de l’énergie éolienne ( terre et mer) produite en France, très souvent à des prix faibles, voire négatifs car ce sont des périodes ou la production dépasse la consommation en France comme en Europe
3. Les périodes d’arrêt (effacement) de nos centrales nucléaires, comme des éoliennes deviennent systématiques et de plus en plus importantes (voir par exemple séquences des 4/8 avril 2024 et du 11/15 avril 2024) ou EDF a dû arrêter durant ces 2 WE respectivement 7 et 5 réacteurs nucléaires,… avec de plus, et c’est un comble, un besoin d’importation car les moyens de modulation n’étaient plus disponibles ;
4. Ces effacements réguliers sont absurdes d’un point de vue économique puisqu’ils réduisent la rentabilité des investissements et augmentent le coût de l’énergie pour les citoyens français comme européens ;
5. Le solaire (cloche solaire de midi) porte une responsabilité majeure de cet état de fait car contrairement au nucléaire et à l’éolien on ne peut pas l’effacer aujourd’hui (il faudrait couvrir tous les panneaux ou avoir un dispositif de stockage massif ou de consommation de l’énergie sans aller sur le réseau RTE)
6. Les prix deviennent très régulièrement de plus en plus proches de zéro et très négatifs ( jusque -100 /150€  voir Annexe 1 4/8avril 2024 – Voir aussi ci-dessous extraits de la base RTE Economix du 9/16avril )

Pour l’éolien en mer ces impacts financiers sont les plus importants car le coût de revient est entre 200 et 250€ (LCOE+ raccordement+flexibilité) et que des ventes à des prix négatifs de -50 à -100€ reviennent, avec les prix garantis au promoteur,  à faire financer par le consommateur/contribuable (incluant les coûts de raccordement /flexibilité) environ 120 et 300€/Mwh   soit 2 à 5 fois le prix de marché normal suivant que l’on est en période de vent faible ou de vent fort…

Les conséquences de cet état de fait imposé par l’acceptation française des propositions des milieux écologistes mais aussi de l’Europe sur le développement des EnR variables sont les suivantes :

1. La France est forcée de prendre un risque majeur sur le fonctionnement de ses réacteurs nucléaires en les arrêtant bien au-delà de la valeur de modulation de 20% prévue dans leur conception ;
2. En exportant à très bas prix, leur énergie éolienne dans des pays qui peuvent arrêter leur centrales carbonées (voir liste ci-dessus), les consommateurs français financent ( à travers le TURPE, les prix garantis aux promoteurs par rapport aux prix de vente ( négatifs) à l’export, et leur impôts) les systèmes énergétiques des pays qui, à l’exception de la France, la Suède, la Norvège et dans une moindre mesure la Suisse et l’Autriche, ont une production électrique massivement carbonée ;
3. Ce phénomène va s’amplifier dans les prochaines semaines et mois, surtout l’été ( moindre consommation et trop de production)  car l’écart Production/Consommation ne cesse de s’accroitre ( Nouvelles unités connectées au réseau et baisse de consommation) ;
4. Les EnR variables et commandables continuent à industrialiser les espaces ruraux comme maritimes sans aucun bénéfice pour les riverains, sauf à recevoir des subventions massives pour acheter leur silence, subventions financées indirectement par de l’argent public…

Conclusions et propositions

Les propositions d’ETNEF pour stopper cette gabegie énergétique, économique et financière et arrêter la destruction du patrimoine national (naturel, culturel, mémoriel et immatériel,..) et du cadre de vie des français sont les suivantes :

1. Arrêt de tout développement d’énergie variable et non commandable sur la totalité du territoire français sauf le PV en toiture associé à des outils de stockage et d’autoconsommation sur un périmètre élargi à travers le réseau ENEDIS ;
2. Concentration du budget de RTE exclusivement sur la résilience et la robustesse du réseau actuel avec renforcement de capacité de certaines zones industrialo-portuaire pour la réindustrialisation du territoire;
3. Arrêt des interconnexions avec les autres pays européens qui ne servent qu’à exporter ( ou pire recevoir) des énergies variables et non commandables ;
4. Indemnisation des contrats signés et non mis en travaux définitifs (ex Parc éolien de Courseulles sur mer et de Yeu-Noirmoutier) ;
5. Loi (ou décret) pour imposer aux promoteurs/opérateurs éoliens et solaires des unités EnR variables existants de mettre en œuvre des solutions de stockage sur les équipements existants pour accroitre la résilience du réseau RTE et disposer d’un outil additionnel de modulation pour adapter production et consommation ;
6.  Rééquilibrage des productions et consommations territoriales, notamment grâce à des solutions d’autoconsommation (électricité et biogaz) organisées avec ENEDIS et GRDF sur des périmètre de 10 à 15km.
7. Développement territorial de compétences en soutien des territoires en renforçant les moyens humains et financiers des syndicats départementaux de l’énergie ;
8.  Formation massive de techniciens pour les solutions d’installation, d’entretien et de maintenance d’énergies thermiques renouvelables (foreurs, thermiciens…)
9. Investissement dans des unités de production d’équipements pour la mise en œuvre des énergies thermiques en France et en Europe ( géothermie, pompes à chaleur, biogaz, solaire thermique, PV entoiture)
10. Planification publique de ces développements dans la durée aux horizons 2030, 2040 et 2050  pour donner une visibilité aussi bien aux utilisateurs qu’aux investisseurs dans une logique de commande publique déclenchant les investissements privés

Annexe 1 : Séquence effacement production électrique 5-8 avril 2024 ( Extraits site Ecomix RTE)

Cette séquence a été décrite par Luc Rémont lors de son audition du 10 avril au Sénat (Commission d’enquête sur le coût de l’électricité.). En raison de la faible demande depuis le samedi 6 avril 12h , du niveau important de la cloche solaire ( impossible à brider) et d’un vent élevé conduisant à des prix négatifs ( offre largement supérieure à la demande), il a été décidé de passer le dimanche 7 avril le productible nucléaire de 40 GW à 20 GW ( Arrêt complet de 7 tranches divisé par 2 !!) et de brider l’éolien à plusieurs reprises de 15 GW à 6GW puis de 7 à 3GW…. en étant en même temps contraint d’importer ( 7GW d’excédent d’énergie éolienne) d’Allemagne à un prix négatif de-26,8€/Mwh…Ceci démontre que :

• Les énergies variables et non commandables liées à la météo ont engendré une séquence inédite de prix négatifs ( voir graphe ci-dessous) sur la totalité du réseau électrique européen et notamment en France, ce qui bloque tout investissement ;
• Le niveau du productible Eolien+solaire est déjà trop élevé en France, comme en Europe et perturbe de façon majeure les productions électriques commandables ;
• Les propositions massives d’investissement de RTE dans le raccordement d’EnRi supplémentaires de 90 à 125 GW d’ici 2035 sont une hérésie énergétique et économique alors qu’il faut brider régulièrement les 22 GW d’éolien ( Terre+mer)  et les 19 GW de solaire qui n’ont fourni en moyenne sur l’année 2023 que  72 TWh soit 22% de la production de 320 TWh du nucléaire (avec un productible mobilisé moyen de 40GW)