POUR ALLER PLUS LOIN… La libéralisation du marché européen de l’électricité, dans les années 1990 et 2000, reposait sur un principe simple et légitime : casser les monopoles, introduire la concurrence, améliorer l’efficacité et faire baisser la facture des consommateurs. Le marché marginal fonctionnait correctement tant que les technologies en présence étaient de même nature : nucléaire, charbon, gaz, hydraulique. Ces sources pilotables, malgré leurs différences de coût marginal, avaient en commun de pouvoir produire à la demande, quand la société en a besoin. Elles vendaient toutes le même service : une puissance électrique disponible, stable et prévisible.

Ce système, qui reposait sur le “merit order”, avait une logique limpide. On appelait les centrales par ordre de coût croissant, et la dernière appelée fixait le prix de marché. Les producteurs efficaces étaient récompensés, les inefficaces poussés dehors, et le prix reflétait la réalité technique du moment. Tant que tous vendaient la même chose, cette mécanique libérale fonctionnait très bien.

Puis les renouvelables intermittents sont arrivés. Et une idée qui semblait brillante sur le papier a révélé une erreur conceptuelle que presque personne n’avait anticipée : on a mis en concurrence sur le même marché deux produits qui n’ont rien à voir. Le pilotable vend un service : de l’électricité garantie à la demande. L’intermittent vend une possibilité : de l’électricité produite quand les conditions le permettent. Ce n’est pas la même chose, même si les électrons sont identiques une fois injectés dans le réseau. L’erreur du système a été de confondre une quantité d’énergie produite avec une disponibilité garantie, un possibilité de produit avec un service fiable, une capacité de production avec une prestation rendue.

C’est cette confusion qui aujourd’hui crée la plupart des dysfonctionnements. Un mégawattheure produit en plein été à midi, quand la demande est faible, n’a pas la même valeur qu’un mégawattheure produit un soir d’hiver à 19 heures. Mais le marché, aveugle à la temporalité, les rémunère comme s’ils étaient substituables. Cette fiction économique a tenu tant que les volumes intermittents étaient faibles. Dès qu’ils deviennent massifs, elle explose.

Les années 2021-2023 ont agi comme un révélateur. Le marché a connu des pics extrêmes lorsque les centrales au gaz, très coûteuses, ont été sollicitées en dernier recours, puis des prix négatifs lorsque le solaire ou l’éolien ont inondé le réseau à des moments où personne n’avait besoin d’électricité. Le marché, conçu pour révéler un coût marginal cohérent, s’est mis à afficher tour à tour des prix aberrants, tantôt stratosphériques, tantôt négatifs. La réforme engagée par l’Union européenne tente de corriger ces à-coups en misant sur les contrats de long terme, les filets de sécurité pour les consommateurs et la flexibilité du réseau. Mais elle ne résout pas la question fondamentale : que vaut réellement un MWh produit de façon imprévisible et impossible à stocker en grande quantité ?

Sans stockage massif, sans effacement organisé, sans réseaux lourds capables d’absorber les débordements, l’électricité intermittente voit sa valeur s’effondrer dès qu’elle devient abondante. Et lorsqu’elle disparaît, son absence crée des tensions violentes. De fait, le marché ne mesure plus la valeur d’un service électrique fiable, mais la collision entre deux mondes incompatibles.

Les faits parlent d’eux-mêmes. En Europe, les prix négatifs de l’électricité se sont multipliés de façon spectaculaire : 7 841 heures entre janvier et août 2024, contre 6 428 sur l’ensemble de 2023. La France a suivi le même chemin avec 359 heures négatives en 2024, plus du double de l’année précédente. Et dès le début 2025, le pays en comptait déjà 493. Ces heures ne sont pas des “phases de réglage”. Ce sont les symptômes d’un marché qui rémunère une production dont personne n’a besoin au moment où elle arrive.

Les prix négatifs ont coûté 80 millions d’euros aux finances publiques françaises sur le seul premier semestre 2024, car les producteurs sous contrat subventionné sont payés même lorsque le marché s’effondre. À l’autre extrême, l’hiver 2024-2025 a montré ce qui se passe lorsque l’intermittent s’évanouit : lors d’une dunkelflaute prolongée, les 78,5 GW d’éolien allemands ont produit moins d’un gigawatt pendant plus de trente heures. Les prix ont bondi jusqu’à 900 euros le MWh. Les importations d’urgence sont devenues indispensables.

Le système oscille donc entre deux extrêmes pathologiques : trop d’électricité au mauvais moment, pas assez au moment critique. Entre ces deux pôles, il n’offre plus ce pour quoi il existe : fournir une puissance stable et prévisible. Pour masquer ces écarts, on multiplie les couches de solutions : renforcement des réseaux, stockage, rémunération de la flexibilité, contrats complexes. En France seulement, RTE estime à près de 200 milliards d’euros les investissements nécessaires dans les infrastructures d’ici 2040. Ce coût est présenté comme une fatalité technique. C’est en réalité le prix de notre refus d’assumer une évidence : l’électricité n’est pas un produit homogène, mais un service temporel.

On ne peut pas bâtir un système électrique moderne uniquement sur des énergies intermittentes dépourvues de pilotabilité. Cette affirmation devrait clore un débat qui, pourtant, refuse de mourir. L’Europe préfère réaménager les règles du marché plutôt que de reconnaître une erreur initiale : nous avons confondu la production annuelle d’énergie et la disponibilité horaire d’un service. Nous avons laissé croire qu’un mégawatt installé avait la même valeur indépendamment de sa nature, alors que seul compte le moment où il est capable de produire.

Le problème n’est pas de savoir comment tordre le marché marginal pour qu’il continue de fonctionner malgré l’intermittence. Le problème est d’accepter que le système rémunère aujourd’hui une fiction : l’idée qu’un MWh aléatoire pourrait être considéré comme un équivalent d’un MWh pilotable. Nous subventionnons la production opportuniste, puis nous socialisons les coûts colossaux nécessaires pour la transformer artificiellement en électricité utilisable.

Deux voies cohérentes existent pour corriger ce biais. La première consiste à séparer les marchés. D’un côté, un marché de la capacité garantie, réservé aux technologies pilotables – nucléaire, hydraulique, gaz décarboné –, rémunéré en euros par mégawatt de puissance disponible, avec des pénalités lourdes en cas d’indisponibilité. De l’autre, un marché de l’énergie variable, où l’éolien et le solaire sont rémunérés pour ce qu’ils livrent réellement : des MWh non garantis, à bas prix, et à condition d’assumer les coûts d’intégration qu’ils provoquent. Cette architecture reflète enfin la réalité physique : la valeur se trouve dans la disponibilité, pas dans les mégawatts théoriques.

La deuxième option consiste à garder un marché unique, mais à imposer à tous les producteurs de vendre le même produit : de l’électricité disponible à la demande. Cela oblige les producteurs intermittents à investir dans du stockage, à contracter avec du pilotable en soutien ou à développer des capacités d’effacement qu’ils garantissent eux-mêmes. La règle devient simple : si vous produisez de l’électricité, vous devez être capable d’en garantir la continuité, 24 heures sur 24. Ce principe transforme radicalement l’économie des renouvelables : lorsque le système est saturé en solaire ou en éolien, ceux-ci cessent mécaniquement d’être rentables. Le signal devient enfin sain.

On objecte souvent que si l’on impose ces contraintes, plus personne n’investira dans l’éolien ou le solaire. Mais cette objection s’effondre dès qu’on l’examine. Dans certains pays, le solaire couplé au stockage est déjà économiquement viable sans subvention, notamment en Californie, au Texas ou en Australie. Les batteries ont vu leurs coûts chuter de 90 % en quinze ans, et les innovations autour du stockage se multiplient. Mais il faut aussi rappeler que l’intermittent actuel n’est rentable que parce qu’il bénéficie de subventions massives : tarifs garantis, contrats d’achat, compensation lors des prix négatifs, prise en charge publique des coûts réseau. Dire que rendre l’intermittent responsable de sa livraison le rendrait non profitable revient à reconnaître qu’il ne l’est déjà pas sans soutien extérieur.

Et si vraiment l’intermittent ne peut pas être rentable en assumant la responsabilité d’un service continu, alors c’est le signe qu’il n’a pas de valeur systémique réelle. L’électricité n’est pas un domaine où l’on peut se permettre d’ignorer les contraintes physiques. C’est un service vital, pas un exercice de style technologique.

Il faut aussi reconnaître que d’autres technologies, notamment le nucléaire, bénéficient de mécanismes de soutien. Mais la différence est simple : elles garantissent la disponibilité. Elles offrent un service complet, pas un flux aléatoire.

Enfin, un marché qui rémunère correctement la disponibilité plutôt que la production incitera naturellement l’innovation à se diriger vers les technologies qui apportent cette disponibilité : stockage de longue durée, hydraulique de pompage, réseaux intelligents, nucléaire modulaire. Aujourd’hui, nous finançons surtout la baisse du coût des panneaux solaires ou des éoliennes, pas les solutions qui corrigeraient leur intermittence.

La libéralisation du marché européen de l’électricité n’était pas une erreur. L’erreur a été d’imaginer que des sources pilotables et des sources intermittentes pouvaient être mises en concurrence comme si elles vendaient le même produit. C’était ignorer la nature réelle du service électrique : la disponibilité au moment critique.

Deux chemins existent désormais : créer des marchés séparés pour la capacité garantie et l’énergie variable, ou conserver un marché unique mais exiger que tous vendent la même chose, une électricité disponible à la demande. Dans les deux cas, l’intermittent doit assumer son intermittence, soit en la compensant lui-même, soit en payant ceux qui peuvent le faire.

Si cette exigence le rend non profitable, la question initiale trouve sa réponse : la valeur économique d’une énergie intermittente non stockable et non prévisible est trop faible pour justifier son rôle actuel sans un socle pilotable robuste.