Électricité : que vaut vraiment un MWh intermittent ?

En 2024, la France a vendu son électricité à prix négatif pendant 361 heures — l’équivalent de deux semaines complètes où produire coûtait plus cher que jeter. Trois mois plus tard, en Allemagne, le MWh frôlait les 1 000 euros parce que le vent était tombé. Entre ces deux extrêmes, un même marché prétend mesurer la valeur d’un service qu’il ne sait plus définir.

Le marché européen de l’électricité a été conçu en 1996 pour un monde qui n’existe plus. À l’époque, toutes les centrales en présence — nucléaire, charbon, gaz, hydraulique — vendaient le même service : une puissance disponible à la demande. Le « merit order », appelant les producteurs par ordre de coût croissant et payant à tous le prix du dernier appelé, fonctionnait parce que les biens échangés étaient substituables.

Cette cohérence a volé en éclats avec l’irruption massive de l’éolien et du solaire. Le marché continue d’opérer comme si tous les MWh se valaient. Une fiction confortable, qui se fissure dès que les volumes variables deviennent structurants.

Les chiffres révèlent l’ampleur du dérèglement. La France a enregistré 361 heures de prix négatifs en 2024, contre 147 en 2023 et un maximum historique de 102 heures avant 2022. À fin octobre 2025, le compteur affichait déjà 508 heures, soit 5,8 % de l’année. À l’échelle européenne, Montel a comptabilisé 4 838 heures négatives cumulées en 2024, presque le double de l’année précédente. Sur ces périodes, produire coûte moins cher que ne pas produire.

À l’autre extrémité du spectre, l’hiver 2024-2025 a exposé la vulnérabilité inverse. Lors du « dunkelflaute » du 6 novembre, les éoliennes allemandes ont produit moins d’un gigawatt pendant plus de trente heures, sur une capacité installée de 72 GW. Le 12 décembre, les prix day-ahead frôlaient les 1 000 €/MWh — douze fois la moyenne européenne annuelle. Entre ces deux extrêmes, le marché oscille sans révéler la valeur de ce qu’il échange.

Le marché européen confond aujourd’hui deux produits radicalement différents. Le pilotable vend une puissance garantie, livrée à la demande. L’intermittent vend une possibilité, livrée selon la météo. Les électrons sont identiques sur le réseau ; les services rendus ne le sont pas. En Europe, les centrales à gaz fixent le prix de marché environ 55 % du temps tout en ne représentant que 19 % de la production. Une minorité pilotable dicte le revenu d’une majorité bas-carbone.

L’Europe préfère, pour l’instant, empiler les correctifs. RTE et Enedis chiffrent à près de 200 milliards d’euros les investissements nécessaires sur les seuls réseaux français d’ici 2040. L’Agence internationale de l’énergie avertit que, sans accélération de la flexibilité, jusqu’à 15 % de la production renouvelable prévue à 2030 pourrait être écrêtée. La facture se lisse, se transfère, se disperse. Elle ne disparaît jamais.

Deux voies cohérentes existent, et une seule sera indolore. La première sépare les marchés : capacité garantie d’un côté, énergie variable de l’autre. La seconde maintient un marché unique, mais exige de tous les producteurs qu’ils livrent le même service — une disponibilité garantie, assumée par le stockage, l’effacement ou des contrats de back-up.

L’objection est connue : ces contraintes rendraient l’intermittent non rentable. L’objection s’effondre dès qu’on l’examine. L’intermittent actuel ne tient sa rentabilité qu’aux tarifs garantis, aux contrats d’achat et à la prise en charge publique d’une part substantielle des coûts d’intégration. Lui imposer la responsabilité de sa livraison, c’est révéler une vérité économique que les règles actuelles dissimulent.

Tant que le marché européen rémunère une équivalence fictive entre l’aléatoire et le pilotable, les prix négatifs continueront de coûter aux producteurs de base, les épisodes de dunkelflaute aux consommateurs, et les arbitrages politiques aux contribuables.

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